· Bases de cálculo: El OR deberá entregar la totalidad de la información utilizada para el cálculo de cada una de las variables presentadas, en hojas de cálculo del programa Excel.
· Balance de energía, de doce meses calendario que finalizan el tercer mes anterior al de presentación de la solicitud, detallando el código SIC de cada Frontera Comercial, según lo expuesto en los numerales 4.1.1 y 4.1.2 del ANEXO 4 de la presente resolución.
· Listado de todas las fronteras comerciales existentes en el Mercado de Comercialización del OR, señalando el tipo de frontera, el código SIC y el nivel de tensión asociado.
· Formato de actividades a desarrollar en el Plan como se presenta en el numeral 1.2 del presente anexo.
· Relación de los transformadores de distribución con redes antifraude existentes a la fecha de presentación del Plan, con los correspondientes códigos utilizados para el reporte de información al SUI.
· El OR deberá contar con un procedimiento verificado por un auditor externo que garantice la actualización permanente de la información de georreferenciación la red y de la vinculación de usuarios a los circuitos y transformadores de aquellos que son intervenidos con el Plan.
· Inventario georreferenciado de los equipos de medida, existentes a la fecha de presentación del Plan, para realizar balances energéticos entre niveles de tensión y su ubicación en un diagrama unifilar del sistema.
· Inventario de los macromedidores existentes a la fecha de presentación del Plan, relacionando el código del transformador donde se encuentra ubicado el equipo de medida.
· Inventario de los sistemas de medición centralizada existentes a la fecha de presentación del Plan, relacionando el código del transformador donde se encuentra ubicado el equipo de medida.
· Listado de usuarios conectados directamente al STN en el Mercado de Comercialización del OR, indicando su ubicación y código SIC.
· Certificación del Representante Legal, Contador y revisor fiscal del OR detallando el código de las cuentas creadas en la contabilidad, que permitan el registro independiente de todas las actividades relacionadas con el Plan.
2.3.2 Variables del Modelo de Estimación del Costo Eficiente del Plan
Para definir la variable CPCE se utilizará la siguiente información:
Donde:
CPROGj,m: Cargo en $/kWh por concepto del Plan, del mercado de comercialización j, aplicable en el mes m. El cargo publicado por el LAC aplicará para el siguiente mes al de su publicación.
CAPj: Costo anual del Plan($), del mercado de comercialización j, aprobado al OR, calculado según lo expuesto en el numeral 2.1 del ANEXO 2 de la presente resolución.
VSTNj,m: Ventas a usuarios conectados directamente al STN asociados al mercado de comercialización j en el mes m, en kWh.
Corresponde a las lecturas tomadas directamente de los medidores de los usuarios conectados directamente al STN, sin referir al STN, tomadas de los registros del LAC. Cuando el medidor no se encuentre en el lado del STN, la medida se debe referir con los factores aprobados para el respectivo sistema.
Cuando para una frontera no se disponga de la información de un mes determinado se utilizará el promedio registrado para los últimos seis (6) meses de dicha frontera o la mejor información disponible en el LAC.
VCi,j,m: Ventas de energía del Comercializador i, en el mercado de comercialización j, durante el mes m, considerando las ventas a usuarios conectados directamente al STN que hacen parte del mercado de comercialización j.
El índice de pérdidas totales de energía en el mercado de comercialización servido por el OR j al inicio del Plan es:
PTj,0: Pérdidas totales de energía en el mercado de comercialización servido por el OR j, al inicio del Plan, expresadas en kWh.
El índice de pérdidas de energía en el Nivel de Tensión 1 del sistema del OR j al inicio del Plan es:
PEj,1,0 Pérdidas de energía en el Nivel de Tensión 1 en el sistema del OR j, a la fecha de presentación del Plan, expresadas en kWh.
El índice de pérdidas totales de energía en el mercado de comercialización servido por el OR j para el período de evaluación s es:
PTj,s Pérdidas totales de energía en el mercado de comercialización servido por el OR j, para el período de evaluación s, expresadas en kWh.
4.2.2 Pérdidas de energía en el Nivel de Tensión 1
Para determinar las pérdidas del Nivel de Tensión 1, el ASIC debe realizar el balance de energía para los niveles de tensión superiores, empleando lo definido en el presente anexo. Las pérdidas de energía en el Nivel de Tensión 1 del sistema del OR j son:
El índice de pérdidas de energía en el Nivel de Tensión 1 del sistema del OR j es:
Pcj,1,s Índice de pérdidas de energía en el Nivel de Tensión 1 del sistema del OR j calculado para el período de evaluación s.
PEj,1,s Pérdidas de energía en el Nivel de Tensión 1 en el sistema del OR j, durante los períodos de evaluación s y s-1, expresadas en kWh.
La energía de entrada en cada uno de los Niveles de Tensión del sistema del OR j, se calcula como sigue:
Eej,n,s Energía de entrada al sistema del OR j en el Nivel de Tensión n durante los períodos de evaluación s y s-1, expresada en kWh.
4.2.4 Cálculo de la energía de salida para cada Nivel de Tensión
La energía de salida en cada uno de los Niveles de Tensión del sistema del OR j, se calcula como:
Esj,n,s Energía de salida del sistema del OR j en el Nivel de Tensión n, durante los períodos de evaluación s y s-1, expresada en kWh. En el cálculo de esta variable no se debe incluir la energía recuperada.
La energía de entrada desde Niveles de Tensión superiores hacia cada uno de los Niveles de Tensión en el sistema del OR j, corresponde a:
FeNSj,n,s Corresponde a la energía de entrada desde Niveles de Tensión superiores al Nivel de Tensión n, en el sistema del OR j, durante los períodos de evaluación s y s-1, expresada en kWh. Para el Nivel de Tensión 4, el valor de FeNS,j,4,m es cero. Este valor es mayor o igual a cero.
4.3.1 Pérdidas totales de energía de la senda
Las pérdidas totales de energía asociadas a la senda aprobada a un OR j son:
PTci,j,m Pérdidas totales de energía calculadas para el mercado de comercialización i, servido por el OR j, para el mes m, expresadas en kWh. Eej,n,m Energía de entrada al sistema del OR j en el Nivel de Tensión n durante el mes m, expresada en kWh. Calculada como se establece en el numeral 4.3.3.
4.3.3 Cálculo de la energía de entrada para cada Nivel de Tensión
Eej,n,m Energía de entrada al sistema del OR j en el Nivel de Tensión n durante el mes m, expresada en kWh.
Esj,n,m Energía de salida del sistema del OR j en el Nivel de Tensión n, durante el mes m, expresada en kWh.
PRj,n,m Pérdidas de energía reconocidas en el sistema del OR j, en el Nivel de Tensión n, durante el mes m, expresadas en kWh.
FeNSj,n,m Energía de entrada desde Niveles de Tensión superiores al Nivel de Tensión n, en el sistema del OR j, durante el mes m, expresada en kWh. Para el Nivel de Tensión 4, el valor de FeNS,j,4,m es cero.
5.2.1 Pérdidas reconocidas durante la ejecución del Plan
Mientras que el índice de nivel de tensión 1 calculado de acuerdo con lo establecido en el numeral 4.2.2 del ANEXO 4 de la presente resolución (Pcj,1,s), sea superior al Índice de pérdidas del Nivel de Tensión 1 reconocidas al OR j (P097j,1), el valor de pérdidas reconocidas en el nivel de tensión 1 continuará siendo igual (P097j,1).
5.2.2 Pérdidas reconocidas a partir de la finalización del Plan
Cuando el índice de pérdidas reales del nivel de tensión 1 sea superior o igual al índice de pérdidas reconocidas de nivel de tensión 1 al inicio del plan, el índice de pérdidas reconocidas se calculará de la siguiente manera:
4. Si un OR cumple con las metas, se mantendrá la remuneración aprobada para el siguiente período de evaluación.
CPROGj,m: Cargo en $/kWh por concepto del Plan, del mercado de comercialización j, en el mes m.
ITDj: Ingreso total a devolver por el OR j, en pesos colombianos a la fecha de cálculo de acuerdo con lo establecido en el numeral 8.1.1.
Corresponde a las lecturas tomadas directamente de los medidores de los usuarios conectados directamente al STN, sin referir al STN, tomadas de los registros del SIC. Cuando el medidor no se encuentre en el lado del STN, la medida se debe referir con los factores aprobados para el respectivo sistema.
Los ingresos a devolver se calcularán de la siguiente manera:
ITFj: Recursos disponibles en el encargo fiduciario a la fecha de cancelación del Plan, en pesos colombianos a la fecha de cálculo.
Cuando para una frontera no se disponga de la información del mes respectivo se utilizará el promedio registrado para los últimos seis (6) meses de dicha frontera o la mejor información disponible en el LAC.
La determinación de las ventas a usuarios Regulados atendidos por el comercializador incumbente se hará a través del consumo de energía eléctrica en kWh que es facturado y reportado para el respectivo periodo al SUI.
En las fronteras comerciales que agrupen usuarios regulados atendidos por un comercializador i diferente al incumbente, este valor corresponde a la medida registrada en la frontera comercial f de dicho comercializador multiplicada por el factor (1- Psf). La variable Psf es igual a 0,019. En caso que el Comercializador y el OR acuerden otro valor de Psf, deberá ser informado al LAC para que sea utilizado en la liquidación.