CREG - Concepto 729 de 2017

GESTOR NORMATIVO - ALEJANDRÍA

CONTRASTE

AYUDA BUSCAR Concepto 729 de 2017 CREG

ANOTACIONESANOTACIONES

Reducir Normal Aumentar

COMPARTIR

IMPRIMIR

DESCARGARANEXOS

DatosDATOS BúsquedaBUSCAR ÍndiceÍNDICE MemoriaMEMORIA DesarrollosDESARROLLOS ModificacionesMODIFICACIONES ConcordanciasCONCORDANCIAS NotificacionesNOTIFICACIONES Actos de trámiteACTOS DE TRÁMITE Concepto 729 de 2017 CREG Abrir documento modal

DOCUMENTO

Abrir Datos modal DATOS Abrir Búsqueda modal

BUSCAR

Abrir Índice modal

ÍNDICE

Abrir Memoria modal

MEMORIA

Abrir Desarrollos modal

DESARROLLOS

Abrir Modificaciones modal

MODIFICACIONES

Abrir Concordancias modal

CONCORDANCIAS

Abrir Notificaciones modal NOTIFICACIONES Abrir Actos de trámite modal

ACTOS DE TRÁMITE

Abrir CONCEPTO 729 DE 2017

(Febrero 15) <Fuente: Archivo interno entidad emisora> COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG XXXXXXXXXXXXXXX Asunto: Ajustes a la facturación del mes de diciembre de 2016 de las empresas Ruitoque S.A. E.S.P., Energía y Agua S.A.S., e ITALENER S.A. E.S.P. Radicado CREG E-2017-000218

Respetado señor XXXXX: De manera atenta, damos respuesta a la comunicación del asunto, en la cual solicita concepto sobre lo siguiente: En mi condición de Representante legal de la sociedad Ruitoque SA ESP con fundamento en los antecedentes, y

situación que más adelante pongo en su conocimiento, respetuosamente le solicito como regulador del mercado emitir resolución especial de carácter particular y concreto que permita al administrador del sistema procederá re-liquidarla facturación del mes de diciembre de 2016, correspondiente a las empresas reportadas por el GCM Ruitoque SA ESP, dado que en la misma se identifica un error evidente y demostrable en la información de las lecturas de las fronteras comerciales reportadas por el GCM Ruitoque S.A. E.S.P., de las empresas Ruitoque S.A. E.S.P., Energía y Agua S.A.S. e ITALENER S.A. E.S.P. y sería la herramienta para que elASIC pueda ajustarla información con el soporte regulatorio, y de esta forma evitarla emisión de liquidaciones o facturas que reflejen transacciones contrarias a la realidad, y su impacto negativo en los usuarios finales, pues de sostenerse la liquidación preliminar en el mes de enero 2017 se va a ver reflejado el impacto al usuario final, independiente de realizarlos ajustes. (...) A continuación, se presentan los antecedentes de los hechos ocurridos por el cual se presentaron reportes errados de lecturas para los días 26, 27, 28, 29 y 30 de las empresas Ruitoque S.A. E.S.P., Energía y Agua S.A.S e ITALENER SA. E.S.P. 1) El centro de gestión de medida CGM de la empresa RUITOQUE S.A. E.S.P. cuenta con el sistema PrimeRead (utilizado por la mayoría de los agentes en Colombia) para recolección de lecturas de las empresas nombradas en el asunto.

1. El día 28 de diciembre se procede a generar el reporte de lecturas para enviar a XM de las empresas Energía y Agua S.A.S e italener; y se envía. 3) Alrededor de las 3:00p.m. se ingresa el nuevo cliente Panamericana Cedritos al sistema de lecturas remotas PrimeRead. 4) Se genera el reporte según el procedimiento utilizado de forma rutinaria para la empresa RUITOQUE S.A.

E.S.P., teniendo en cuenta que: “La generación de reportes en el sistema BUSSINES de PRIMESTONE, se encuentra parametrizado y el único dato que se modifica a diario es la fecha de la cual se requiere reporte; de igual forma el sistema solo entrega datos de Energía Actica y Reactiva” Se envía el reporte de RUITOQUE a XM. 5) Los días 29, 30, 31 de diciembre y 1 de enero se realiza el mismo procedimiento para los reportes de los días 27, 28, 29 y 30 de diciembre de las tres empresas. 6) El día lunes 02 de enero de 2017 se debía reportar el día 31 de Diciembre de 2016, pero dado que ningún medidor “Elgama” se había podido leer durante los últimos 15 días del mes de Diciembre de 2016, se autoriza acceso al sistema a la empresa PrimeStone para realizar la actualización correspondiente en compañía del Líder de Tecnología y Comunicaciones de la empresa Ruitoque S.A. E.S.P. Tener presente que durante estas actualizaciones lo que realiza Ruitoque es correr Scripts que son entregados por la empresa PrimeStone. 7) Alrededor del medio día es recibido el servidor por parte de Tecnología y Comunicaciones de Ruitoque SA ESP, y se procede a empezar el proceso de reporte a XM. Generando así el reporte del día 31 de diciembre para

las tres empresas Ruitoque E.S.P, ITALENER S.A. E.S.P. y Energía y Agua S.A.S 8) El día 03 de Enero se genera el reporte mensual en el sistema PrimeRead para empezar el proceso de conciliación con los operadores de red, el día 04 de Enero se descarga la versión TXR publicada por XM como parte del proceso de conciliación; el día 05 de Enero se evidencia que hay diferencias entre las lecturas que se descargan el 3 de enero de 2017 en el reporte mensual de PrimeRead y la versión TXR que entrega XM; dado que este sistema es automático se procede a realizar revisión exhaustiva del porqué se presentan las diferencias. 9) Evidenciando el error se procede a revisar los reportes entregados por el software durante los días 26, 27, 28, 29 y 30 con PrímeRead y se descargan de nuevo los mismos reportes del sistema PrímeRead (siguiendo el mismo proceso), en donde se evidencia que las lecturas que entregó el sistema en las fechas citadas, el cual fue enviado a XM no tenia aplicado el factor multiplicador, y los archivos descargados el día 05 de Enero si tenían el factor multiplicador, esta novedad en el software no tiene antecedentes en la Empresa desde que se adquirió la herramienta, situación que consideramos importante sea objeto de estudio no solamente por parte nuestra sino para los otros agentes que están usando la misma herramienta. Basado en lo anterior, se revisa el archivo del día 31 de diciembre, reporte generado el día 02 de enero después de la actualización descrita en el punto 6, en donde ya no se evidencia el error del Factor Multiplicador dentro de

las lecturas; lo que supone que se indujo a un cambio durante el acceso autorizado para actualización el día 02 de Enero de 2017 como se describe en el punto 6. 10) Motivado en lo anterior se está evaluando por la Compañía el proceder legal ante el proveedor de software. 11) El día 05 de enero se solicita corrección a XM, pero XM da respuesta el día 6 de enero que el único reporte que pueden corregir es el del día 30 dado las fechas que la regulación permite, y que nos debemos acoger a la resolución 211 del 2015, indicando las fronteras en falla y solicitando la verificación de una empresa acreditada por el CAC, según el documento radicado con referencia 000506-1. 12) El día viernes 06 de enero se liquida por parte de XM garantías para los siguientes agentes, en los montos y cantidades de energía: AGENTE AJUSTE PROY 01 AL 31 ENE AJUSTE 124 LA 30 DIC ITALCOL ENERGÍA S.A. E.S.P. $ 1,191,490,119.00 $ 321,622,247.00

ENERGIA YAGUA S.A.S E.S.P. $ 1,580,295.00 $ 35,374,750.00

RUITOQUE S.A. E.S.P. $ - $ 3,956,968,602.00

Al igual que se emite factura por la energía despachada de forma errada desde bolsa. 13) La compañía ha realizado con el equipo de trabajo liquidación hora a hora de los consumos reales de energía, evaluando las diferencias, mostradas a continuación en kWh: DIFERENCIAS 26, 27, 28, 29 Y 39 RUITOQUE S.A E.S.P Mercado ESSA -24,918,689

Mercado CODENSA -5,390,564 Mercado CENS -24,328 Mercado Cundinamarca -3,156

TOTAL MERCADOS -30,336,737

DIFERENCIAS ENERGÍA YAGUA S.A.S 26,27,28,29 Y 30 DIO 2016

Mercado ESSA -1,021,282 Mercado CODENSA -766,499 Mercado CENS -95,669

TOTAL MERCADOS -1,883,450

DIFERENCIAS ITALENER 26,27,28,29 Y 30 DICIEMBRE 2016

Mercado ESSA 48,858 Mercado CODENSA -3,612 Mercado CARIBE -2,816,164 Mercado CAQUETA -9,514 Mercado META 18,799 Mercado EPSA -31,859 Mercado CEO -7,346 Mercado EPM 1,789 Mercado HUILA 22,647

TOTAL MERCADOS -2,776,401

Dado que el impacto mayor es fronteras del mercado atendido por ESSA ESP, se ha establecido contacto previo con ellos, quienes han aceptado coadyuvar esta solicitud, dado que comparten que esta sería la forma expedita, eficaz y efectiva para corregir la situación, logrando el menor impacto para el mercado y los usuarios. 14) Se va a solicitar a XM, CREG y SUPERINTENDENCIA para que se hagan los ajustes pertinentes para no afectar al usuario final. Con base en todo lo anterior, respetuosamente le solicitamos al regulador del mercado emitirla resolución especial de carácter particular y concreto que permita al administrador del sistema procederá re-liquidar el mes de Diciembre de 2016 por las razones ya anotadas, y con fundamento en las siguientes normas que consideramos

aplicables para el caso. Previo a dar respuesta a su solicitud, le informamos que de acuerdo con lo dispuesto por la Ley 142 de 1994, a la CREG, aparte de las funciones genéricas que toda Comisión de Regulación tiene, se le asignaron la regulación económica de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible. Adicionalmente, la Ley 143 de 1994 le asignó funciones de carácter regulatorio a la CREG, de manera específica en lo concerniente a la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica. Por tal razón, es importante precisar que en desarrollo de la función consultiva, la CREG no resuelve casos particulares o concretos. Respecto a su solicitud, es preciso señalar que la regulación ya considera diferentes situaciones para la realización de ajustes a las liquidaciones diarias y a la facturación mensual, en particular sobre la falla de equipos la Resolución CREG 211 de 2015 incluyó una nueva causal para realizar reliquidacíones y refacturaciones, siempre y cuando la falla de los equipos sea declarada en los plazos para realizar las observaciones a las liquidaciones dianas. Lo anterior se realizó como complemento a las diferentes herramientas y obligaciones que el código de [1] medida asigna al representante de la frontera para minimizar la posible ocurrencia de errores y en caso de que estos se presenten, define los procedimientos para el tratamiento de las fallas en los sistemas de medida y la estimación de las lecturas de las fronteras comerciales. Dentro de las diferentes herramientas y reglas se tienen: a) Verificación inicial: Dentro del proceso de implementación de los requisitos del código de medida, el parágrafo 2 del artículo 23 solicitaba la realización de una verificación inicial de las fronteras comerciales con

reporte al ASIC dentro de los 12 meses siguientes a la entrada en vigencia del código y daba un plazo de 12 meses adicionales para el cumplimiento del código. b) Instalación de medidores de respaldo: Las fronteras de generación, las fronteras comerciales conectadas al STN y las fronteras de los puntos de medición tipos 1 y 2 deben contar con un medidor de respaldo para las mediciones de energía activa y de energía reactiva (Artículo 13). c) Plan de mantenimiento: El artículo 28 del código de medida contiene los procedimientos para la realización de mantenimientos a los sistemas de medida, que para las fronteras con puntos de medición 1 debe realizarse cada 2 años e incluye la calibración de los medidores de energía. d) Validación y critica diaria de las lecturas: El representante de la frontera debe emplear un centro de gestión de medidas para interrogar los medidores de las fronteras comerciales de su responsabilidad, concentrar y almacenar las lecturas, ejecutar los procesos de validación y crítica de las mediciones y realizar los reportes al ASIC de las lecturas de los medidores (Artículo 18 y Anexo 3). En particular el literal d) del anexo 3 establece la obligación de analizar diariamente las lecturas adquiridas de los medidores evaluando la coherencia de estas respecto de valores típicos y/o históricos, tendencias, estacionalidad y las mediciones de los equipos de respaldo. e) Validación de lecturas en el aplicativo de reporte: De acuerdo con el numeral 6 del literal a) del anexo 8 de la Resolución CREG 038 de 2014 el aplicativo de reporte de las lecturas de las fronteras comerciales debe realizar

una validación de la información enviada así: - Coherencia: El aplicativo verificará las mediciones reportadas empleando como mínimo los siguientes criterios: i) La diferencia de la lectura del medidor de respaldo respecto a la del principal debe ser menor o igual a tres (3) veces el índice de clase de los medidores. ii) La diferencia de las lecturas de los medidores respecto de la curva típica de carga de la frontera comercial no debe superar el quince por ciento (15%). Esta información es informada a los representantes de las fronteras. En resumen, la regulación considera la posibilidad de realizar ajustes a las liquidaciones y refacturaciones como ocurrencia de una falla declarada en los elementos del sistema de medida. Respecto a su solicitud de emitir resolución especial de carácter particular y concreto que permita al administrador del sistema procederá re-liquidarla facturación del mes de diciembre de 2016, como ya se dijo, la regulación dispone de un plazo para este particular, lo cual no excluye que conforme a las normas civiles y comerciales, Ruitoque S.A. E.S.P., realice los cobros a los agentes frente a los cuales tenga la calidad de acreedor. El presente concepto se emite en los términos y con el alcance previsto en ei artículo 28 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo. Cordialmente

GERMÁN CASTRO FERREIRA

Director Ejecutivo

<NOTAS DE PIE DE PAGINA>.

1. Resolución CREG 038 de 2014

Ir al inicio Reducir Normal Aumentar IR ARRIBA Gestor Normativo de la Comisión de Regulación de Energía y Gas - Alejandría

ISBN 978-958-98069-2-0

Última actualización: Control de versiones Créditos y reserva de derechos de autor Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG - DRA © 2019 a 2021

×