CREG - Resolución 124 de 2020

RESOLUCIÓN 124 DE 2020

(junio 18) <Fuente: Archivo interno entidad emisora> COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG Por la cual se determina el cargo máximo de generación para el mercado relevante de comercialización de la cabecera municipal de Mitú en el departamento del Vaupés. Resumen de Notas de Vigencia NOTAS DE VIGENCIA: - Modificada por la Resolución 196 de 19 de octubre de 2020, 'por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por Due Capital & Services S.A.S contra la Resolución CREG 124 de 2020'. LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS En ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por las leyes 142 y 143 de 1994, y los decretos 1524 y 2253 de 1994, 1260 de 2013 y

CONSIDERANDO QUE:

1. ANTECEDENTES El artículo 87 de la Ley 142 de 1994 estableció que el régimen tarifario estará orientado por los criterios de eficiencia económica, neutralidad, solidaridad, redistribución, suficiencia financiera, simplicidad y transparencia.

De acuerdo con lo previsto en el literal e) del artículo 23 de la Ley 143 de 1994, es función de la Comisión de Regulación de Energía y Gas aprobar las fórmulas tarifarias y las metodologías para el cálculo de las tarifas para usuarios regulados. El artículo 6 de la Ley 143 de 1994, entre otros aspectos, establece que las actividades

relacionadas con el servicio de electricidad se regirán por el principio de adaptabilidad, que conduce a la incorporación de los avances de la ciencia y la tecnología que aporten mayor calidad y eficiencia en la prestación del servicio, al menor costo económico; La Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, mediante la Resolución CREG 0 91 de 2007, estableció las metodologías generales para remunerar las actividades de generación, distribución y comercialización de energía eléctrica, y las fórmulas tarifarias generales para determinar el costo unitario de prestación del servicio público de energía eléctrica en Zonas No Interconectadas. La precitada resolución fue publicada en el Diario Oficial el 24 de enero de 2008, y quedó en firme el 31 de enero de 2008. Mediante comunicación con número de radicado CREG E-2019-002423 del 22 de febrero de 2019, complementada con las comunicaciones con número de radicado CREG E-2019-004020 del 04 de abril de 2019 y E-2019-005284 del 09 de mayo de 2019, la empresa Due Capital and Services S.A.S. solicitó aprobación de cargos de remuneración para un proyecto fotovoltaico, planta Matakavi, interconectado a la red de distribución del municipio de Mitú en el departamento del Vaupés.

2. LA SOLICITUDEl representante legal de la empresa Due Capital and Services S.A.S. realizó la siguiente solicitud: “Por medio de la presentamos la solicitud de remuneración para un proyecto solar centralizado con acumulación interconectado al sistema de distribución del municipio de Mitú, con una

capacidad de generación superior a 7.6MWp con acumulación de 8.8 MWh, con fundamento en el literal dm del artículo 22 de la resolución CREG 091 de 2007. Esto en consideración a que tal resolución considera proyectos de hasta kWp y por consiguiente se hace preciso revisar un esquema de remuneración para un proyecto de mayor envergadura. DUE Capital and Services S.A.S es un desarrollador de proyectos FERNC en Colombia con amplia experiencia y capacidad financiera. En la actualidad está desarrollando un portafolio de proyectos en zonas no interconectadas, siendo el primero de ellos la Planta Solar Matakavi localizada a 3.5 kms del casco urbano de Mitú. El prestador del servicio será Matakavi S.A, empresa que esta en proceso de constitución”. La empresa manifiesta que su solicitud se fundamenta en lo siguiente: “Ahora bien, al revisar la actual regulación aplicable para las Zonas No Interconectadas en cuanto a la remuneración de la actividad de generación con tecnología solar, particularmente para un proyecto de esta capacidad se encuentra que: - La resolución CREG 091-2007 que regula actualmente la actividad de generación en ZNI, estableció inicialmente en el literal c del artículo 22, el cargo máximo que se podía cobrar por el costo de inversión en sistemas solares fotovoltaicos de hasta 10kW. - Posteriormente, mediante Resolución CREG 0 72-2013, se modificó el literal previamente citado y se incorporó la metodología de remuneración de proyectos solares centralizados aislados a red sin acumulación de hasta 1.000kW. - Conforme a lo anterior, hasta este momento no se han fijado los cargos máximos de

generación para sistemas solares fotovoltaicos mayores a 1000kW, como es el caso concreto. No obstante, lo anterior la resolución CREG 0 91 de 2007 estableció la posibilidad de desarrollar proyectos de generación fotovoltaicos con una capacidad mayor a 1000 kW. - En el literal d) del artículo 22 de la resolución CREG 091 de 2007 se establece “Remuneración de la componente de inversión y mantenimiento de tecnologías de generación. La componente de inversión de los Cargos Regulados de Generación, expresados en ($/kWh), incluye los costos de adquisición, transporte, instalación, diseños, permisos ambientales, almacenamiento de combustibles, transformadores elevadores, equipos de telemedida y los necesarios para la puesta en operación de una central de generación, y dependerá del tamaño, tecnología, horas de prestación del servicio y el tipo de combustible de cada unidad de generación, como se muestra a continuación: (…) d) Costos de inversión de sistemas híbridos y otras tecnologías de generación Los costos unitarios de inversión para sistemas híbridos y otras tecnologías de generación no definidos en la presente resolución, podrán proponerse a la Comisión quién definirá en Resolución particular los costos correspondientes”. En virtud de lo determinado por las leyes 142 y 143 de 1994, los decretos 1524 y 2253 de 1994, 1260 de 2013 y en especial lo dispuesto en el literal d del artículo 22 y el numeral 24.5 del artículo 24 de la Resolución CREG 091 de 2007, la Comisión de Regulación de Energía y Gas

cuenta con la competencia para resolver la solicitud presentada por la empresa Due Capital and Services S.A.S.”3. COMPETENCIA DE LA CREG En virtud de lo determinado por las leyes 142 y 143 de 1994, los decretos 1524 y 2253 de 1994, 1260 de 2013, y en especial lo dispuesto en el literal d del artículo 22 y el numeral 24.5 del artículo 24 de la Resolución CREG 091 de 2007, la Comisión de Regulación de Energía y Gas cuenta con la competencia para resolver la solicitud presentada por la empresa Due Capital and Services S.A.S.

4. EL TRÁMITE ADELANTADO Mediante Auto con radicado CREG I-2019-003013, proferido el 13 de mayo de 2019, la Dirección Ejecutiva de la Comisión ordenó la conformación del expediente administrativo 20190031, con el objeto de decidir sobre la solicitud de aprobación de cargos de remuneración para un proyecto fotovoltaico, planta Matakavi, interconectado a la red de distribución del municipio de Mitú en el departamento del Vaupés.

En cumplimiento de lo previsto en el artículo 37 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, así como lo señalado en el Auto I-2019-003013, se publicó un extracto con el resumen de la actuación administrativa en el Diario Oficial No. 50.956 de mayo 17 de 2019, y se publicó en la página web de la CREG el aviso No. 024 el 16 de mayo de 2019.

Mediante comunicación con radicado CREG S-2019-002543 del 15 de mayo de 2019, se le comunicó a Due Capital and Services S.A.S. del inicio de la actuación administrativa, y se le remitió copia del respectivo auto de inicio. Mediante oficio con radicado CREG S-2019-003334 del 05 de junio de 2019, se le comunicó a la Alcaldía Municipal de Mitú del inicio de la actuación administrativa, para los fines previstos en el artículo 37 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo. Mediante Auto con radicado CREG I-2019-004636, proferido por la Dirección Ejecutiva de la Comisión el 29 de julio de 2019, se ordenó decretar la práctica de pruebas de oficio, tendientes a aclarar y complementar la información presentada por la empresa dentro de la actuación administrativa mediante los radicados CREG E-2019-002423 y E-2019-004020. La solicitud de aclaración y ampliación de información a la empresa fue en relación con, entre otros: los escenarios analizados para determinar el dimensionamiento de la planta, las condiciones técnicas y criterios utilizados, los equipos requeridos para la hibridación del sistema, el diagrama unifilar de la planta solar, el presupuesto y la asignación de costos. Mediante comunicación con radicado CREG S-2019-004246 del 29 de julio de 2019, se le comunicó a Due Capital and Services S.A.S. del decreto de la práctica de pruebas, y se le remitió copia del respectivo auto.

A través de comunicación con radicado CREG E-2019-008549, del 09 de agosto de 2019, Due Capital and Services S.A.S. presentó la información requerida en el auto de pruebas. Dentro de las consideraciones realizadas por la empresa en su comunicación, se resalta que el dimensionamiento de la planta y escenarios analizados están dados bajo el supuesto de disminuir la generación a diésel, y se detallan los principales elementos a considerar para la implementación de un sistema SCADA. Mediante comunicación con radicado CREG E-2019-008938 del 23 de agosto de 2019, fue remitida la certificación de desfijación del aviso No. 024 de 2019 en la Alcaldía de Mitú. De acuerdo con la certificación, el aviso se desfijó el 26 de junio de 2019. Mediante comunicaciones con radicado CREG E-2019-008291 y E-2019-008472 la empresa Gestión Energética S.A. E.S.P., en adelante GENSA, presentó solicitud para ser reconocidacomo tercero interesado dentro de la actuación administrativa adelantada. Dentro de los argumentos expuestos por la empresa se encuentran los siguientes: “La primera de estas razones surge a raíz de que, en nuestra consideración, no existe regulación para la existencia de dos (2) generadores en una misma Zona No Interconectada. Esta consideración surge, particularmente, de lo dispuesto en el artículo 23 de la Resolución CREG 091 de 2007, en donde si bien se menciona la posibilidad de que en un parque de generación existan dos o más propietarios, también se aclara que “(…) La Administración,

Operación y Mantenimiento de dichos activos será realizada por el Generador y a éste le corresponderá el Cargo de AOM establecido por la CREG (…)” La segunda razón tiene que ver con que, GENSA viene adelantando dos proyectos de generación de energía para garantizar la atención de la demanda futura de energía del municipio, así como también el reemplazo de combustible Diesel como energético primario. Estos proyectos están en proceso de inscripción en UPME desde el 20 de marzo de 2019 y en esta medida se deben conciliar los parámetros técnicos de las diferentes iniciativas y alternativas de generación en la zona, de manera que se armonice la operación del sistema sin poner en riesgo la estabilidad y confiabilidad del mismo. La tercera razón, tiene que ver con la coordinación del despacho. Al respecto, es importante tener en cuenta que la Resolución CREG 0 91 de 2007 no prevé la opción de despacho de diferentes generadores. Plantear un despacho de diferentes generadores en una Zona No Interconectada tiene varios retos, tanto regulatorios, como técnicos, que en la actualidad nos han sido previstos por la regulación”. Con comunicación con radicado CREG E-2019-008936, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios informó a esta Comisión que, en el SUI, para el caso de la cabecera municipal de Mitú, se encuentra registrada la empresa Gestión Energética S.A. E.S.P., GENSA, en la actividad de generación de energía eléctrica, y el Departamento del Vaupés en las actividades de distribución y comercialización de energía eléctrica. Para las demás poblaciones

que hacen parte del municipio de Mitú, el Departamento del Vaupés se encuentra registrado como generador, distribuidor y comercializador. Considerando lo informado a esta Comisión por parte de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD, mediante la precitada comunicación en relación con que GENSA desarrolla la actividad de generación de energía eléctrica en zonas no interconectadas, y particularmente en la cabecera municipal de Mitú, mediante Auto con radicado CREG I-2019005374 del 04 de septiembre de 2019 se reconoció como tercero interesado en la actuación administrativa a dicha empresa. Esta decisión se comunicó a Due Capital and Services S.A.S y a GENSA mediante comunicaciones con radicados CREG S–2019-004930 y S-2019-004931 respectivamente. Adicionalmente, teniendo en cuenta lo manifestado por GENSA en su solicitud de tercero interesado, mediante comunicación con radicado CREG S–2019–004992, esta Comisión le informó al Ministerio de Minas y Energía acerca del inicio de la presente actuación administrativa. Mediante radicado CREG E-2019-009789 Due Capital and Services S.A.S se pronunció sobre la solicitud de tercero interesado de GENSA, señalando lo siguiente: (…) En segundo lugar, es importante señalar que la solicitud de aprobación de cargos de generación iniciada ante esta autoridad y la solicitud de conexión de la Planta Fotovoltáica solicitada ante GENSA y la Gobernación de Vaupés en su calidad de operador de los activos de la ZNI, son trámites distintos.(…)

Por otro lado, GENSA manifestó que tiene interés en intervenir en la medida en que el activo sobre el cual se está promoviendo la conexión es un activo de generación que administra, opera y mantien Gensa y que el “(…) derecho de conexión se predica de redes de uso general, más no de activos de generación (…)”. Esta afirmación no es cierta por las siguientes razones: a) Tratándose de ZNI, el Sistema de Distribución se define en la Resolución CREG 0 38 de 2018 como “(…) el conjunto de redes físicas de uso público que transportan energia eléctrica desde la barra de un generador hasta el punto de derivación de las acometidas de los inmuebles sin incurrir su conexión y medición. (…)”, es decir que las redes operadas por GENSA desde la barra de la pequeña central hidroeléctrica forman parte del Sistema Distribución de Mitú como ZNI y por lo tanto conforman el Sistema de Distribución al cual este Proyecto de generación distribuida tiene el derecho de conectarse. b) Los activos a los que pretende conectarse el Proyecto no son de conexión porque existen usuarios regulados de la ZNI conectados a la misma línea de transporte de energía eléctrica, como se muestra en el estudio de conexión, en el diagrama unifilar y en material fotografico de la citada línea (ver documento adjunto). El punto de derivación de la línea que conecta a dichos usuarios está entre la barra del transformador de la microcentral hidroeléctrica de Mitú y la Torre 117, punto de conexión solicitado para el Proyecto”. Mediante Auto con radicado CREG I-2019-006588 proferido por la Dirección Ejecutiva de la

Comisión el 29 de octubre de 2019, se ordenó decretar la práctica de pruebas de oficio tendientes a: i) aclarar y complementar la información presentada por la empresa Due Capital and Services S.A.S. dentro de la actuación administrativa mediante los radicados CREG E2019-002423 y E–2019-008549; y, ii) a solicitar a GENSA información relacionada con el procedimiento y equipos requeridos para la coordinación del despacho de recursos de generación. El precitado auto de pruebas fue comunicado a las empresas Due Capital and Services S.A.S y a GENSA mediante las comunicaciones con radicados CREG S–2019-005997 y S-2019005998 respectivamente. Mediante comunicaciones con radicados CREG E-2019-012138 y E–2019–012090, las empresas Due Capital and Services S.A.S. y GENSA, respectivamente, dieron respuesta al auto de pruebas. Mediante Auto I-2020-000077 del 10 de enero de 2020, la Dirección Ejecutiva corrió traslado a las partes de la información allegada como respuesta al auto de pruebas. Con comunicación de radicado CREG E-2020-000327, Due Capital and Services S.A.S. se pronunció sobre la información trasladada mediante el auto de pruebas I-2020-000077, y particularmente indicó lo siguiente: 1.1.Hay que entender que con la configuración actual, se hace necesario mantener una unidad diésel operando en todo momento para poder generar señal y viabilizar la sincronizacion de la central de generación hidráulica. Esta metodología encarece los costos de prestación de

servicio (CU) de forma considerable con la configuración actual. Adicionalmente, Gensa indica que la PCH “tampoco tiene la capacidad suficiente para atender los picos de demanda máxima” Y “no tiene capacidad de atender las variaciones instantáneas de la demanda”, la actual situacion genera que la absoluta dependencia de la generación diésel para poder suplir tanto los picos de demanda como las variaciones intra-diarias de la demanda.Con la entrada en operación de la Planta Matakavi, se podrán aliviar las tres contingencias anteriormente presentadas ya que la Planta Matakabi con su sistema de Baterías y EMS va a (i) dar la opción de proporcionar señal al sistema remplazando la necesidad de mantener generadores Diesel operando para que la PCH pueda despachar, (ii) soporta la atención a variaciones de demanda que puedan ocurrir, y (iii) junto con los otros equipos en el sistema, da la certeza de que se podrán suplir los picos de demanda. (…) 6. A pesar de que las razones antes mencionadas son suficientes para que se continúe con el trámite solicitado por DUE y se aprueben los cargos de generación del Proyecto, no debe escaparse de vista de la CREG, el hecho de que la operación de Gensa de la generación con diésel en Mitú se hace en virtud de lo previsto en la Resolución del Ministerio de Minas y Energía No.91873 de 2012 en la cual se le reconocen costos reales en vez de costos eficientes como lo propende la Resolución CREG 0 91 de 2007. Es decir que en desarrollo de la actividad

de generación en Mitú con la planta diésel GENSA no tiene utilidad ni margen a su favor, por lo cual no tiene ningún perjuicio por la existencia de otros generadores que puedan atender la demanda de la ZNI de Vaupés”. Mediante Auto I-2020-000794 del 05 de febrero de 2020, la Dirección Ejecutiva decretó la práctica de pruebas de oficio tendientes a complementar la información contenida en expediente administrativo en relación con los costos, soportes y presupuesto de inversión del proyecto presentados por Due Capital and Services S.A.S. Mediante comunicaciones con radicado CREG S-2020-000743 y S-2020-000744 la Comisión les comunicó a las empresas Due Capital and Services S.A.S. y Gensa S.A E.S.P. del auto de práctica de pruebas. Con radicado CREG E-2020-001180 del 12 de febrero de 2020, Due Capital and Services S.A.S dio respuesta al auto de pruebas I-2020-000794, y solicitó impulso procesal en la actuación administrativa. Teniendo en cuenta que, como resultado de la actuación administrativa se espera la definición del costo unitario de prestación del servicio de energía eléctrica aplicable a los usuarios del mercado de Mitú, mediante comunicación con radicado CREG S-2020-001507 del 19 de marzo de 2020, se le informó a la Gobernación del Vaupés, en su calidad de distribuidor y comercializador del servicio, del avance de la actuación administrativa, y de la posibilidad de ser reconocido como tercero interesado si así lo solicita. La Gobernación del Vaupés no se hizo

parte en la actuación administrativa. Dada la declaratoria de emergencia económica, social y ecológica declarada por el Presidente de la República, mediante las Resoluciones Administrativas CREG 0 50, 052 y 057 de 2020 se suspendieron los términos procesales en todas las actuaciones administrativas desde el 24 marzo hasta el 27 de abril del año en curso.

5. ANÁLISIS DE LA SOLICITUD 5.1 CONSIDERACIÓN JURÍDICA Mediante la Resolución CREG 0 91 de 2007 se establecen las metodologías generales para remunerar las actividades de generación, distribución y comercialización de energía eléctrica, y las fórmulas tarifarias generales para establecer el costo unitario de prestación del servicio público de energía eléctrica en Zonas No Interconectadas.

Mediante las Resoluciones CREG 161 de 2008, 0 57, 0 74, 0 97 de 2009 y 0 72 de 2013, se modificó la Resolución CREG 091 de 2007. Debe resaltarse que el municipio de Mitú, Vaupés, no hace parte de ninguna área de servicioexclusivo para la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica o sus actividades complementarias, en los términos del artículo 40 de la ley 142 de 1994 y, por tanto, en dicha área geográfica no existe exclusividad en la prestación del servicio público de energía eléctrica o sus actividades complementarías. En el artículo 2 de la Resolución CREG 091 de 2007 se define el mercado de relevante de comercialización y el parque de generación de la siguiente manera:

“(…) Artículo 2. Definiciones. Para la interpretación y aplicación de esta Resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones contenidas en las Leyes 142 y 143 de 1994 y en las resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes: (…) Mercado Relevante de Comercialización: Conjunto de usuarios conectados a un mismo Sistema de Distribución Local o atendido sin red física por un Distribuidor. (…)” Parque de Generación: Conjunto de unidades de generación con el que se atiende un Mercado Relevante de Comercialización. El literal d del artículo 22 de la Resolución CREG 091 de 2007, invocado como fundamento de la solicitud, señala lo siguiente: “Artículo 22. Remuneración de la componente de inversión y mantenimiento de tecnologías de Generación . La componente de inversión de los Cargos Regulados de Generación, expresada en ($/kWh), incluye los costos de adquisición, transporte, instalación, diseños, permisos ambientales, almacenamiento de combustible, transformadores elevadores, equipos de telemedida y los necesarios para la puesta en operación de una central de generación, y dependerá del tamaño, tecnología, horas de prestación del servicio y el tipo de combustible de cada unidad de generación, como se muestra a continuación: (…) d) Costo de inversión de sistemas híbridos y otras tecnologías de generación Los costos unitarios de inversión para sistemas híbridos y otras tecnologías de generación no definidos en la presente resolución, podrán proponerse a la Comisión quién definirá en Resolución particular los costos correspondientes.”

En el artículo 22 se define la remuneración de la componente de inversión y mantenimiento de tecnologías de generación, componente expresada en pesos por kilovatio hora ($/kWh), la cual incluye los costos de adquisición, transporte, instalación, diseños, permisos ambientales, almacenamiento de combustible, transformadores elevadores, equipos de telemedida, y los necesarios para la puesta en operación de una central de generación. En dicho artículo se establecen las metodologías para determinar: a) Costos de inversión y mantenimiento de generadores diésel operando con ACPM. b) Costo de inversión de centrales hidroeléctricas a pequeña escala. c) Costo de inversión para soluciones individuales. d) Costo de inversión de sistemas híbridos y otras tecnologías de generación. En el literal d) se determina: “los costos unitarios de inversión para sistemas híbridos y otras tecnologías de generación no definidos en la presente resolución, podrán proponerse a la Comisión quién definirá en resolución particular los costos correspondientes”.Dado que la solicitud presentada por Due Capital and Services S.A.S. se refiere a la definición de un cargo de generación para un sistema híbrido diésel, central hidroeléctrica a pequeña escala y fotovoltaico con acumulación ubicado en la cabecera municipal de Mitú, y que el mismo no corresponde a ninguno de los casos previstos en los literales a, b o c del precitado artículo, encuentra esta Comisión que tiene la competencia para definir, mediante resolución

particular, los costos unitarios de inversión para sistemas híbridos y otras tecnologías de generación que no se encuentren definidos en la Resolución CREG 0 91 de 2007. Así mismo, con respecto a los gastos de administración, operación y mantenimiento, en el artículo 24 de la Resolución CREG 091 de 2007 se establece lo siguiente: “Artículo 24. Remuneración de Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM) para diferentes tecnologías de generación. Los gastos de administración, operación y mantenimiento (AOM) para cada tecnología de generación se determinarán como se indica a continuación: 24.1 Gastos de administración y operación de generadores diésel operando con ACPM. 24.2 Gastos de administración y operación de generadores diésel operando con fuel oil No. 6. 24.3 Gastos de administración, operación y mantenimiento de centrales hidroeléctricas a pequeña escala 24.4 Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento de Sistemas Solares Fotovoltaicos. 24.5 Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento para otras tecnologías de conversión”. De acuerdo con el numeral 24.5 “los costos unitarios de administración, operación y mantenimiento para tecnologías de generación no definidos en la presente resolución podrán solicitarse a la Comisión, quien los definirá en Resolución particular”. Revisado lo anterior, se evidencia que el sistema híbrido presentado en la solicitud de Due Capital and Services S.A.S. no corresponde a los casos previstos en la Resolución CREG 0 91

de 2007, al no encontrarse definidos los gastos de administración, operación y mantenimiento de la tecnología propuesta. Por otra parte, la precitada resolución, en su artículo 25, establece lo siguiente: “Artículo 25. Fórmula de Actualización de Cargos Máximos de Generación. Los Cargos Máximos de Generación expresados en pesos de la Fecha Base, se actualizarán con las siguientes fórmulas generales: a) Fórmula de Actualización de Cargos Máximos para Generación Diésel b) Fórmula de Actualización de Cargos Máximos de Generación para Centrales Hidroeléctricas a Pequeña Escala c) Fórmula de Actualización de Cargos Máximos de Generación para Soluciones Fotovoltaicas Individuales”. En este contexto, se identifica que las fórmulas de actualización de cargos máximos de generación definidas en el artículo 25, tampoco consideran una forma de actualización para el tipo de generación enunciada en la solicitud presentada por la empresa, lo cual será objeto de análisis en la presente resolución. En aras de garantizar los principios de eficacia y celeridad previstos en el artículo 3o del Códigode Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, considera esta Comisión necesario definir, no solo los gastos de administración, operación y mantenimiento, sino también la forma de actualización de los cargos máximos de generación aplicables al mercado de comercialización de la cabecera municipal de Mitú en el Departamento del Vaupés. De acuerdo con las competencias de esta Comisión, y teniendo en cuenta los criterios tarifarios

definidos en el artículo 87 de la Ley 142 de 1994, en particular los de eficiencia económica y suficiencia financiera, en esta actuación administrativa se definirá el cargo de generación en su totalidad, incluyendo el costo de inversión y los gastos de administración, operación y mantenimiento, aplicable para el cálculo de costo unitario de prestación del servicio de los usuarios ubicados en el mercado de comercialización relevante de la cabecera municipal de Mitú, a partir de la mejor información disponible, con el fin de dar señales adecuadas que reflejen la estructura de costos económicos que acarrea la prestación del servicio, junto con que se permita utilizar las tecnologías y sistemas administrativos que garanticen la mejor calidad, continuidad y seguridad a los usuarios. En ese sentido, debe resaltarse que la definición de un cargo de generación no implica la consolidación de una situación jurídica para ningún agente o el reconocimiento de derechos adquiridos, por tratarse de la aplicación de una metodología tarifaria general que define un techo o precio máximo a trasladar a los usuarios, existiendo libre competencia de entrada y de elección del prestador del servicio en el mercado, al no tratarse de un área de servicio exclusivo. Así las cosas, el cargo de generación aprobado en el presente acto administrativo corresponde al precio máximo que puede trasladar un prestador del servicio a los usuarios finales, sin importar a cuál generador le compra la energía para prestar el servicio en el mercado de Mitú. Tanto el prestador del servicio, como los generadores a los que compre la energía, deben estar debidamente registrados como prestadores del servicio en el Registro Único de Prestadores,

RUPS, a cargo de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, cumpliendo con lo previsto en los artículos 15, 17, 18 y 26 de la Ley 142 de 1994. De otra parte, debe resaltarse que, si bien a la fecha no existe un mecanismo de compra de energía aplicable para las Zonas No Interconectadas, los prestadores del servicio deberán garantizar que no se les traslade a los usuarios los costos de una gestión ineficiente. Así mismo, tratándose de la operación de recursos energéticos con distintas tecnologías en una misma zona o mercado, se evidencia la necesidad de establecer principios y reglas para la coordinación de su despacho y operación. En ese sentido, deberá esta Comisión definir, en resolución de carácter general, posterior a la decisión de la presente actuación administrativa, dichos principios y reglas. En el capítulo VII de la Resolución CREG 0 91 de 2007 se establecen las fórmulas tarifarias generales para usuarios regulados del servicio público de energía eléctrica en las Zonas No Interconectadas, diferenciando entre la aplicable a usuarios regulados del servicio de energía eléctrica con red y sin red, artículos 40 y 41 de la precitada resolución, respectivamente. Bajo el entendido de que el mercado rel