Artículo 1. Hágase público el proyecto de resolución “Por la cual se aprueban los principios generales y la metodología para el establecimiento de los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local.”. Artículo 2. Se invita a los Agentes, a los usuarios, a los gremios y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, para que remitan sus observaciones o sugerencias sobre la propuesta, dentro de los cinco (5) días hábiles siguiente a la publicación de la presente Resolución. Artículo 3. Las observaciones y sugerencias podrán dirigirse a la CREG en la Carrera 7ª No. 71 – 52 Torre B Piso 4, a la dirección electrónica: creg@creg.gov.co o al Fax: 312 19 00. Artículo 4. La presente Resolución no deroga ni modifica disposiciones vigentes por tratarse de un acto de trámite.
Dada en Bogotá, D. C. 27 AGO. 2008
Liquidador y Administrador de Cuentas -LAC-: Entidad encargada de la Liquidación y Administración de Cuentas por los cargos de uso de las redes del Sistema Interconectado Nacional que le sean asignadas y de calcular el ingreso regulado de los transportadores, de acuerdo con las disposiciones contenidas en la regulación vigente. Mantenimiento Mayor. Mantenimiento de Activos de Uso de los STR que se realiza por una vez cada seis (6) años y que requiere un tiempo mayor a las Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad fijadas para dichos Activos. 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 (OR), y los conectados al STN del área de influencia del respectivo OR. Metodología de Ingreso Regulado (Revenue Cap). Metodología de remuneración mediante la cual la Comisión establece, para cada Operador de Red, los ingresos que requiere para remunerar los activos de uso del Nivel de Tensión 4 y los activos de conexión al STN, y que sirven para calcular los cargos de los STR. Metodología de Precio Máximo (Price Cap). Metodología de remuneración mediante la cual la Comisión aprueba, para cada Operador de Red, los cargos máximos por unidad de energía transportada en los niveles 1, 2 y 3 de su sistema. Migración de Usuarios a Niveles de Tensión Superiores: Es la conexión de un usuario final al sistema de un OR en un Nivel de Tensión superior al que se encontraba. Niveles de Tensión. Los sistemas de Transmisión Regional y/o Distribución Local se clasifican por niveles, en función de la tensión nominal de operación, según la siguiente definición: Nivel 4: Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 57.5 kV y menor a 220 kV. Nivel 3: Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 30 kV y menor de 57.5 kV. Nivel 2: Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 1 kV y menor de 30 kV. Nivel 1: Sistemas con tensión nominal menor a 1 kV. Nodo. Punto donde se conectan físicamente varios elementos de un sistema eléctrico. Operador de Red de STR y SDL (OR). Persona encargada de la planeación de la expansión, las inversiones, la operación y el mantenimiento de todo o parte de un STR o SDL, incluidas sus conexiones al STN. Los activos pueden ser de su propiedad o de terceros. Para todos los propósitos son las empresas que tienen Cargos por Uso de los STR o SDL aprobados por la CREG. El OR siempre debe ser una Empresa de Servicios Públicos Domiciliarios. La unidad mínima de un SDL para que un OR solicite Cargos de Uso corresponde a un municipio, sin perjuicio de las situaciones particulares y concretas consolidadas con anterioridad a la vigencia de la presente resolución. Sistema de Distribución Local (SDL). Sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a los Niveles de Tensión 3, 2 y 1 dedicados a la prestación del servicio en un Mercado de Comercialización. Sistema de Transmisión Regional (STR). Sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por los activos de conexión al STN y el conjunto de líneas, equipos y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan en el Nivel de Tensión 4. Los STR pueden estar conformados por los activos de uno o más Operadores de Red. Sistema de Transmisión Nacional (STN). Es el sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, equipos de compensación y subestaciones que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV, los transformadores con este nivel de tensión en el lado de baja y los correspondientes módulos de conexión. Tasas de Retorno. Tasas calculadas a partir de la estimación del Costo Promedio Ponderado de Capital (WACC) establecido para la actividad de distribución de energía eléctrica en términos constantes y antes de impuestos. Se determina una Tasa de Retorno para remuneración con la Metodología de Ingreso Regulado y otra para remuneración con la Metodología de Precio Máximo. Unidad Constructiva (UC). Conjunto de elementos que conforman una unidad típica de un sistema eléctrico, destinada a la conexión de otros elementos de una red, al transporte o a la transformación de la energía eléctrica, o a la supervisión o al control de la operación de activos de los STR o SDL. Universalización del Servicio: Objetivo consistente en ampliar la cobertura del servicio eléctrico a toda la población, así como, garantizar el sostenimiento de dicho servicio a la población ya cubierta por el mismo, teniendo en cuenta criterios técnicos y económicos. Usuario. Persona natural o jurídica que se beneficia con la prestación de un servicio público, bien como propietario del inmueble en donde éste se presta, o como receptor directo del servicio. A este último usuario se le denomina también consumidor. Para los efectos de esta Resolución se denominará Usuario Final. Usuarios de los STR o SDL. Son los Usuarios finales del servicio de energía eléctrica, Operadores de Red y Generadores conectados a estos sistemas. Zonas Especiales. Son aquellas zonas definidas en el Decreto 4978 del 2007.
Artículo 2. Criterios generales. La metodología que se aplicará para el cálculo de los cargos por uso de los STR o SDL tendrá en cuenta los siguientes criterios generales:
a) En virtud del principio de integralidad de la tarifa establecido en la Ley, los cargos de los Sistemas de Distribución Local variarán según los índices de calidad del servicio prestado.
b) Para tener en cuenta las mejoras en productividad, los cargos del Nivel de Tensión 1 se disminuirán teniendo en cuenta los ingresos recibidos por el OR, por la prestación de servicios distintos al de distribución de electricidad, mediante los mismos activos que son objeto de remuneración a través de ésta metodología.
c) Los cargos de los Sistemas de Transmisión Regional y de los Sistemas de Distribución Local, diferentes al Nivel de Tensión 1, se determinarán a partir de los inventarios de los OR, de acuerdo con las UC que se presentan en el ANEXO 4. Los OR podrán presentar UC especiales no contempladas en el ANEXO 4, para lo cual deberán suministrar la información correspondiente dentro de la respectiva actuación administrativa.
d) Los costos anuales de los Sistemas de Transmisión Regional se determinarán a partir de los activos de uso pertenecientes al Nivel de Tensión 4 y de las conexiones al STN de los OR.
e) Los cargos máximos de los Sistemas de Distribución Local se determinarán a partir de los activos de uso pertenecientes a los Niveles de Tensión 3 y 2 y de los pagos de cargos por uso entre OR en dichos niveles.
f) Los Cargos máximos del Nivel de Tensión 1 se determinarán de acuerdo con la metodología que se presenta en el ANEXO 3.
g) Los usuarios que sean propietarios de activos del Nivel de Tensión 1 pagarán cargos de este nivel de tensión, descontando la parte del cargo que corresponda a la inversión.
h) A los usuarios conectados al Nivel de Tensión 1 de barrios subnormales, se les descontará el 50% del Cargo de Inversión del Nivel de Tensión 1, independientemente del nivel en el cual esté instalado el medidor que registre su consumo.
i) Con independencia de la propiedad de los Activos del Nivel de Tensión 1, el OR es el responsable de su operación y mantenimiento.
j) Los costos y cargos que remuneran los activos de uso podrán ser actualizados a lo largo del período tarifario según lo dispuesto en esta resolución.
k) Cuando un OR se conecte al sistema de otro OR en cualquier Nivel de Tensión igual o inferior al 3, al Operador que está tomando energía del sistema se le considerará como un usuario del otro OR y, en tal caso, deberá pagar hasta el Cargo Máximo del Nivel de Tensión correspondiente (ANEXO 3).
l) El comercializador cobrará a sus Usuarios los Cargos por Uso del Nivel de Tensión donde se encuentre conectado, directa o indirectamente, el medidor del usuario.
m) Los Cargos por Uso del OR, resultantes de aplicar la metodología contenida en esta Resolución, remunerarán el uso de la infraestructura necesaria para llevar la energía eléctrica desde los puntos de conexión al STN, hasta el punto de conexión de los usuarios finales a los STR o SDL. Estos cargos por uso no incluyen los costos de conexión del usuario al respectivo STR o SDL, ni las pérdidas de energía que se presentan en los activos de conexión.
n) Un Operador de Red será remunerado mediante cargos por uso por la totalidad de los activos que opera y mantiene en desarrollo de la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica, independientemente de que sea o no propietario de los mismos y sin perjuicio de la remuneración que deberá pagar al propietario por su inversión, con excepción de los bienes o derechos que no deban incluirse en el cálculo de las tarifas en los términos del artículo 87 numeral 87.9 de la Ley 142 de 1994.
o) Cualquier usuario del STR o SDL podrá contratar la disponibilidad de capacidad de respaldo de la red con el OR del sistema al cual se conecta, siempre y cuando exista la posibilidad técnica de ofrecerla y pague por ello.
p) Los activos eléctricos dedicados exclusivamente a la prestación del servicio de alumbrado público no hacen parte de los activos que se remuneran vía Cargos por Uso de SDL.
q) Los comercializadores aplicarán cargos por uso de STR y SDL a la demanda asociada con la prestación del servicio de Alumbrado Público del Nivel de Tensión al cual se conecten las redes dedicadas exclusivamente a la prestación de este servicio. Cuando no existan redes exclusivas para el alumbrado público, el comercializador aplicará sobre las demandas respectivas cargos por uso del Nivel de Tensión 2. Si el Alumbrado Público posee medida de energía en el Nivel de Tensión 1 y el transformador no es de propiedad del OR, el comercializador aplicará cargos por uso de este Nivel, descontando la parte del cargo que corresponda a la inversión.
r) La metodología definida en esta Resolución considera características técnicas del transporte de energía eléctrica a través de los STR y SDL, en zonas urbanas y rurales.
s) Los cargos máximos aprobados por parte de la Comisión estarán sujetos al régimen de libertad regulada.
Artículo 3. Información base para el cálculo de los costos y los cargos. Para la aprobación de los costos y los cargos de un OR se tendrá en cuenta, principalmente, la siguiente información:
Artículo 4. Información requerida para la aprobación de los cargos de los STR y SDL. Dentro de los diez (10) días hábiles siguientes a la fecha de entrada en vigencia de la presente Resolución los OR deberán someter a aprobación de la CREG, lo siguiente:
a) Costo Anual por el uso de los activos del Nivel de Tensión 4, el cual, deberá calcularse de conformidad con la metodología descrita en el numeral 1 del ANEXO 2 de la presente Resolución.
b) Cargos Máximos de los Niveles de Tensión 3 y 2 para cada uno de los años del período tarifario. Estos cargos deberán ser calculados de conformidad con la metodología descrita en el numeral 2 del ANEXO 3 de la presente Resolución.
c) Cargos Máximos del Nivel de Tensión 1. Estos cargos deberán ser calculados de conformidad con la metodología descrita en el numeral 3 del ANEXO 3 de la presente Resolución. En esta misma oportunidad los OR deberán suministrar el diagrama unifilar de las redes de los Niveles de Tensión 4 y 3, especificando todas las conexiones a otros Niveles de Tensión.
Artículo 5. Cálculo de los cargos de los STR. Los cargos de los STR serán calculados por el LAC a partir de los costos anuales aprobados por la CREG, de acuerdo con lo establecido en el ANEXO 5.
Artículo 6. Nuevos Sistemas de Distribución. Quienes pretendan operar nuevos sistemas de distribución que se constituyan con posterioridad a la entrada en vigencia de la presente Resolución, deberán obtener previamente la aprobación de costos y cargos por parte de la CREG. Con la solicitud de aprobación de cargos por uso de STR o SDL, el agente deberá reportar el listado de municipios a atender.
a) Cuando se trate de la conformación de nuevos sistemas a partir de la división de activos de un OR existente, los respectivos agentes deberán someter en forma previa, para la aprobación de la CREG, la información de que trata esta Resolución para los nuevos sistemas que van a operar.
b) Un Operador de Red que entra a reemplazar a otro OR que opera una red existente, que ya tiene cargos aprobados para un STR o SDL, no requiere una nueva aprobación de cargos por parte de la Comisión.
c) Cuando se trate de la unificación de los sistemas de dos o más OR, los costos y cargos para el nuevo sistema se calcularán:
Artículo 7. Tratamiento de Activos de Conexión al STN. Los activos de Conexión al STN que utilizan los OR serán considerados en el cálculo de los costos del STR y se remunerarán vía cargos por uso, sin perjuicio de los contratos de conexión que existan con el propietario de los activos.
A partir de la entrada en vigencia de la presente Resolución, los usuarios finales que se conecten a activos que están siendo remunerados a los OR mediante cargos por uso, se entenderán conectados a un STR o SDL y por lo tanto pagarán los cargos por uso respectivos. Parágrafo. Para las situaciones particulares y concretas consolidadas con anterioridad a la entrada en vigencia de la presente resolución, en las que se tengan usuarios finales considerados como conectados directamente al STN, no habrá lugar al cobro de cargos por uso de STR o SDL. Para este efecto, se entiende que un usuario final está conectado directamente al STN cuando el equipo que está instalado entre su punto de conexión y el STN corresponde a activos de transformación con tensión primaria del STN y sus módulos asociados incluyendo, sólo para estos casos, el barraje del lado de baja tensión. En estas condiciones sólo se remunerará vía cargos por uso la proporción de los activos que utiliza el (los) OR. Los porcentajes de participación en el uso para remunerar el activo entre quienes lo utilizan, se determinan en proporción a las demandas máximas de cada una de las partes.
Artículo 8. Calidad del Servicio de Distribución. La calidad del servicio se determinará a partir de la información recolectada por el CND sobre la duración de las indisponibilidades de los activos de conexión al STN y de las líneas que hacen parte de cada STR. La remuneración que reciben los OR, responsables de tales activos, se disminuirá cuando se incumplan las metas y las exigencias señaladas en el ANEXO 10. Para los Niveles de Tensión 1, 2 y 3, la calidad del servicio de distribución prestado por un OR se evaluará trimestralmente en términos de la calidad media brindada a los usuarios conectados a estos Niveles de Tensión, comparándola con la calidad media de referencia del OR. En función de las mejoras o desmejoras en la calidad media del servicio prestado, el OR podrá obtener un aumento o disminución de sus Cargos por Uso con base en la metodología descrita en el ANEXO 10.
Artículo 9. Actualización de los cargos por la puesta en servicio de nuevos activos. Cuando entren en operación nuevos Activos de Uso se actualizarán los cargos correspondientes, siempre que se cumplan las condiciones que a continuación se determinan: a) Activos de Nivel de Tensión 4 o de Conexión al STN ejecutados por el OR.
El Costo Anual por el uso de los activos del Nivel de Tensión 4 será revisado por la Comisión, cuando el OR cumpla con los siguientes requisitos, lo cual debe acreditar con su solicitud de actualización de cargos:
ii. Aprobación de los proyectos de Conexión al STN y los proyectos relacionados con Activos de Uso del Nivel de Tensión 4 por la Unidad de Planeación Minero Energética -UPME- de acuerdo con los criterios de expansión del Sistema Interconectado Nacional adoptados por el Ministerio de Minas y Energía.
iii. Para los proyectos de Conexión al STN, suscripción del respectivo contrato de conexión con sujeción a la regulación vigente siempre y cuando el OR que se conecta al STN sea diferente del transportador responsable de la red de transmisión en el punto de conexión.
Si el OR no manifiesta su interés de desarrollar el proyecto de expansión del STR o no cumple con las condiciones de la garantía, este proyecto será ejecutado a través de mecanismos de libre concurrencia en los cuales sólo podrán participar los OR existentes.
En cumplimiento del Decreto 388 de 2007, modificado por el Decreto 1111 de 2008, los costos del Nivel de Tensión 4 y los cargos de los Niveles de Tensión 3 y 2 podrán ser revisados, cuando entren en operación proyectos cuyos costos promedio ($/kWh) resulten superiores a los respectivos Costos Medios del OR. Con este propósito se definen los siguientes criterios a aplicar por la UPME:
i. A la UPME :
ii. A la CREG
- Para proyectos de Nivel de Tensión 3 o 2, expedida por el Operador de Red al que se conectó.
Los costos del Nivel de Tensión 4 y los cargos de los Niveles de Tensión 3 y 2 podrán ser revisados, una vez por año calendario, cuando un OR realice reposición de Unidades Constructivas asociadas con activos de distribución financiados a través de recursos públicos. El OR deberá adjuntar la siguiente información:
Artículo 10. Actualización, Liquidación y Recaudo de los Cargos por Uso de STR y SDL. Los Cargos por Uso de los STR y SDL, se actualizarán, liquidarán y recaudarán, así: a) Cargos de los STR
Los Cargos de un STR serán actualizados y liquidados por el Liquidador y Administrador de Cuentas (LAC) y facturados por los OR a los comercializadores que atienden Usuarios de los STR o SDL, siguiendo las disposiciones contenidas en el numeral 1 del ANEXO 5 de la presente Resolución. b) Cargos de los SDL
Los Cargos de los SDL serán actualizados, liquidados y facturados siguiendo las disposiciones contenidas en el numeral 2 del ANEXO 5, de la presente Resolución.
Artículo 11. Conformación de los STR. Para efectos de la liquidación de cargos por uso se establecen los STR definidos en el ANEXO 1 de la presente Resolución. Parágrafo. Las redes de nuevos OR serán integradas a uno de los STR establecidos dependiendo de la ubicación de sus activos dentro de los referidos sistemas.
Artículo 12. Cargos por Uso para el cálculo del Costo Unitario de Prestación del Servicio. Los cargos por uso, por Niveles de Tensión, que serán utilizados para determinar el Costo Unitario de Prestación del Servicio, definido según lo dispuesto en las Resoluciones CREG 119 de 2007 y CREG 058 de 2008 o aquellas que las modifiquen o sustituyan, serán determinados por cada comercializador siguiendo las disposiciones del ANEXO 5 de la presente Resolución.
Artículo 13. Migración de Usuarios a Niveles de Tensión Superiores. Los Usuarios de los SDL podrán migrar a un nivel de tensión superior, siempre que cumplan los siguientes requisitos ante el respectivo OR:
Artículo 14. Cargos por Disponibilidad de Capacidad de Respaldo de la Red. Los Usuarios de los STR o SDL podrán solicitar al OR del sistema al cual se conectan, a través de su comercializador, la suscripción de un contrato de disponibilidad de capacidad de respaldo de la red, de acuerdo con lo establecido en el ANEXO 12 de esta Resolución.
Artículo 15. Transporte de energía reactiva. En caso de que la energía reactiva (kVArh) consumida por un Usuario de los STR o SDL, sea mayor al cincuenta por ciento (50%) de la energía activa (kWh) que le es entregada en cada periodo horario, el exceso sobre este límite, en cada periodo, se considerará como energía activa para efectos de liquidar mensualmente el cargo por uso del respectivo sistema, de acuerdo con lo dispuesto en el numeral 6 del ANEXO 5 de esta Resolución. Para los efectos de esta norma, la energía reactiva consumida por un Usuario de los STR o SDL se determinará a partir del balance neto de la energía que le es entregada al Usuario de los STR o SDL, en un mismo nodo y en cada periodo horario, de acuerdo con lo registrado en las fronteras comerciales del mismo usuario, asociadas a dicho nodo. El OR podrá conectar equipos de medida de energía reactiva para identificar a aquellos usuarios o fronteras comerciales que, por su consumo de energía reactiva, estén obligados al pago de la misma conforme a lo establecido en esta disposición y a la instalación del medidor correspondiente.
Artículo 16. Clasificación de Activos de Conexión y Activos de Uso. Los activos que sean declarados para ser remunerados mediante cargos por uso o contratos de conexión, al momento de solicitud de aprobación por parte del OR de los cargos, mantendrán este tipo de remuneración durante todo el período tarifario. Parágrafo 1. Durante el período tarifario, los OR no podrán exigir la remuneración, a través de contratos de conexión, de activos que hayan sido reportados para ser remunerados mediante Cargos por Uso. Parágrafo 2. Si a un activo se conectan uno o varios transportadores, el activo se remunerará mediante cargos por uso al OR que lo opera y mantiene. Parágrafo 3. Los OR o los terceros propietarios de Activos de Conexión a los STR o SDL no podrán recibir, por concepto de remuneración de dichos activos, ingresos superiores a los que hubieran obtenido si estos activos fueran remunerados vía Cargos de Uso de STR o SDL.
Artículo 17. Criterio de seguridad y confiabilidad en los STR. De conformidad con lo establecido en la Resolución MME 18 2148 de diciembre de 2007, las conexiones de los OR al STN, que tienen un sólo transformador, deberán contar con una unidad de reserva. Por unidad de reserva se entiende un (1) transformador trifásico o un (1) transformador monofásico para el caso de los bancos de transformadores. Parágrafo 1. Los OR deben cumplir con lo exigido en este Artículo dentro de los tres años siguientes a la vigencia de la presente Resolución y presentar ante la CREG, la solicitud de remuneración del activo mediante la actualización del costo anual. Parágrafo 2. La Comisión podrá efectuar las auditorías que considere pertinentes para verificar la información sobre las unidades de reserva.
Artículo 18. Vigencia de los cargos. Los costos y cargos por uso de los STR y SDL que defina la Comisión estarán vigentes desde la fecha en que quede en firme la resolución que los apruebe y hasta cuando se cumplan cinco años desde la entrada en vigencia de la presente Resolución. Parágrafo 1. Los Operadores de Red deberán someter a aprobación de la Comisión, dentro de los diez (10) días hábiles siguientes a la fecha de entrada en vigencia de la presente Resolución, con base en la metodología aquí establecida, el estudio de los cargos aplicables para el presente periodo tarifario. Parágrafo 2. Una vez enviada la información, la CREG ordenará al OR publicar en un diario de amplia circulación, en la zona donde presta el servicio, o en uno de circulación nacional, un resumen del estudio de cargos que se presentó a la Comisión, con el fin de que los terceros interesados puedan intervenir en la actuación administrativa. El OR deberá enviar a la Comisión copia del aviso de prensa respectivo. El resumen deberá contener como mínimo la información contenida en el ANEXO 7 de esta Resolución. Parágrafo 3. Vencido el período de vigencia de los cargos por uso que apruebe la Comisión, éstos continuarán rigiendo hasta que la Comisión apruebe los nuevos.
Artículo 19. Pruebas. La CREG aplicará el mecanismo de verificación que se establece en el ANEXO 6 de la presente Resolución, sin perjuicio de la facultad de decretar otras pruebas conforme al Artículo 108 de la Ley 142 de 1994.
Artículo 20. Decisión sobre aprobación de los costos y cargos de cada OR. Una vez analizada la información presentada por los OR, habiendo dado oportunidad de ser oídos a los interesados, y practicadas las pruebas a que hubiera lugar, de conformidad con la Ley, la Comisión procederá a aprobar los costos anuales y los cargos máximos de que trata la presente Resolución. Parágrafo. Cuando el OR no someta a aprobación de la CREG los Costos Anuales y los Cargos Máximos en el plazo previsto o los someta con información que incumpla los parámetros de verificación establecidos en el ANEXO 6 de esta Resolución, la Comisión fijará los Costos Anuales para el Nivel de Tensión 4 con la información disponible y los Cargos Máximos con un valor equivalente al 90% del cargo más bajo aprobado a los OR según la presente metodología, sin perjuicio de las sanciones y demás medidas a que haya lugar. Estos cargos estarán vigentes hasta que el OR formule la respectiva solicitud y los nuevos le sean aprobados.
Artículo 21. Recursos. De acuerdo con lo previsto por el Artículo 113 de la Ley 142 de 1994, contra la decisión mediante la cual la Comisión apruebe los cargos máximos de cada Operador de Red, procede el recurso de reposición, el cual podrá interponerse ante la Dirección Ejecutiva de la Comisión, dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha en que sea notificada o publicada, según el caso.
Artículo 22. Derogatorias. La presente Resolución deroga los numerales 9.3.1 y 9.4 del Anexo General de la Resolución CREG 070 de 1998 y aquellas disposiciones que le sean contrarias.
Artículo 23. Vigencia. La Resolución que finalmente se adopte regirá a partir de su publicación en el Diario Oficial y derogará en esa fecha las disposiciones que le sean contrarias y las que aquí se propone derogar expresamente, si así se decide. Firma del Proyecto
1. Sistemas de Transmisión Regional (STR)
Se conforman dos (2) STR con los activos de conexión al STN y el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, en el Nivel de Tensión 4, de los OR enumerados en cada uno de ellos.
1.1 STR Norte
Electrificadora de la Costa Atlántica S. A. E.S.P. Electrificadora del Caribe S. A. E.S.P.
1.2 STR Centro-Sur
1. Central Hidroeléctrica de Caldas S. A. E.S.P. 2. Centrales Eléctricas de Nariño S. A. E.S.P. 3. Centrales Eléctricas del Cauca S. A. E.S.P. 4. Centrales Eléctricas del Norte de Santander S. A. E.S.P. 5. CODENSA S. A. E.S.P. 6. Compañía de Electricidad de Tuluá S. A. E.S.P. 7. Compañía Energética del Tolima S. A. E.S.P. 8. Distribuidora del Pacífico S. A. E.S.P. 9. Electrificadora de Santander S. A. E.S.P. 10. Electrificadora del Caquetá. S. A. E.S.P. 11. Electrificadora del Huila S. A. E.S.P. 12. Electrificadora del Meta S. A. E.S.P. 13. Empresa de Energía de Arauca S. A. E.S.P. 14. Empresa de Energía de Boyacá S. A. E.S.P. 15. Empresa de Energía de Cundinamarca S. A. E.S.P. 16. Empresa de Energía de Pereira S. A. E.S.P. 17. Empresa de Energía del Bajo Putumayo S. A. E.S.P. 18. Empresa de Energía del Casanare S. A. E.S.P. 19. Empresa de Energía del Pacífico S. A. E.S.P. 20. Empresa de Energía del Putumayo S. A. E.S.P. 21. Empresa de Energía del Quindío S. A. E.S.P. 22. Empresa de Energía del Valle del Sibundoy S. A. E.S.P. 23. Empresa de Energía Eléctrica del Departamento del Guaviare S. A. E.S.P. 24. Empresas Municipales de Cali EICE E.S.P. 25. Empresas Municipales de Cartago S. A. E.S.P. 26. Empresas Municipales de Energía Eléctrica S. A. E.S.P. 27. Empresas Públicas de Medellín S. A. E.S.P. 28. Municipio de Campamento S. A. E.S.P. 29. Ruitoque S. A. E.S.P. Firma del Proyecto
1. Determinación de los Costos Anuales por el Uso de los Activos de los Niveles de Tensión 4, 3 y 2
Para cada uno de los Niveles de Tensión 4, 3 y 2 de los STR o SDL, se determinarán los siguientes costos anuales, en pesos de la Fecha de Corte, de conformidad con las siguientes disposiciones:
1.1 Costo Anual Equivalente de Activos de Uso (CAAEj,n):
El Costo Anual Equivalente de los Activos de Uso se determinará a partir de:
CAAEj,n: Costo Anual Equivalente de los Activos de Uso en el Nivel de Tensión n, para el Operador de Red j. De acuerdo con lo establecido en el Artículo 1 de esta resolución, los activos de Conexión al STN se incluirán dentro del costo anual para remunerar los Activos de Nivel de Tensión 4.
NRj,n: Número total de UC del Nivel de Tensión n, reportadas por el OR j.
CRi: Costo Reconocido para la UC i, reportada por el OR j.
PUj,i: Fracción del costo de la UC i, que es remunerada vía cargos por uso al OR j.
RPPj,i: Esta fracción se calcula a partir del valor de la UC que no se debe incluir en el cálculo de la tarifa de acuerdo con lo dispuesto en el numeral 87.9 de la Ley 142 de 1994, respecto del valor total de dicha UC.
r: Tasa de Retorno para la remuneración con la Metodología de Ingreso Regulado o con la Metodología de Precio Máximo, según corresponda.
Vi: Vida útil en años, reconocida para la UC i.
CASNj: Costo Anual de las UC que no se asocian con un Nivel de Tensión específico, para el OR j. Este costo se determina según lo establecido en el numeral 1.1.1 de este Anexo.
Nsj: Número Total de Niveles de Tensión (máximo 4), para los cuales el OR j opera activos de uso.
Dsj,n: Variable que toma los valores 1 ó 0. Su valor es 1 cuando el OR j reporta activos de uso para el Nivel de Tensión n.
1.1.1 Costo Anual de UC que no se asocian con un Nivel de Tensión específico (CASNj)
Este costo se determina según la siguiente expresión:
CASNj: Costo Anual de las UC que no se asocian con un Nivel de Tensión específico, para el OR j.
NSNj: Número total de UC reportadas por el OR j, y que no están asociadas con un Nivel de Tensión específico.
r: Tasa de Retorno para la remuneración con la Metodología de Ingreso Regulado.
1.2 Costo Anual de Terrenos (CATj,n)
Este costo se calcula para cada Nivel de Tensión de acuerdo con la siguiente expresión:
CATj,n: Costo Anual de Terrenos para el OR j, del Nivel de Tensión n. Aplica exclusivamente a las UC de Subestaciones
R: 6,9%. Porcentaje reconocido anualmente sobre del valor de los terrenos.
NSj,n: Número total de UC de subestaciones del Nivel de Tensión n, reportadas por el OR j, sobre las cuales se reconocen áreas de terrenos.
ATi: Área Típica reconocida a la UC i (m2). Las Áreas Típicas se definen en el ANEXO 4 de la presente Resolución.
PUj,i: Fracción del costo de la UC i que es remunerada vía cargos por uso al OR j.
VCTi: Valor Catastral del Terreno ($/m2 de diciembre de 2007) correspondiente a la subestación en la cual se encuentra la UC i.
1.3 Costo Anual Equivalente de Activos No Eléctricos (CAANEj,n):
Se determinará el Costo Anual Equivalente de los Activos No Eléctricos que se reconoce al Operador de Red, en los Niveles de Tensión 4, 3 y 2, de acuerdo con la siguiente expresión:
CAANEj,n: Costo Anual Equivalente de los Activos No Eléctricos asignable al Nivel de Tensión n, para el Operador de Red j.
NE: Fracción del Costo Anual Equivalente de los Activos de Uso del Operador de Red, que se reconoce como Costo Anual Equivalente de Activos No Eléctricos. NE es igual a 0.041 para los Niveles de Tensión 4, 3 y 2.
CAAEj,n: Costo Anual Equivalente de Activos de Uso del Nivel de Tensión n para el OR j.
1.4 Gastos Anuales de Administración, Operación y Mantenimiento (AOMj,n,k):
Los Gastos anuales por concepto de Administración, Operación y Mantenimiento que se reconocerán al OR j, para el Nivel de Tensión n, en el año k, (AOMj,n,k), se estimarán de acuerdo con la siguiente expresión:
AOMj,n,k: Gastos anuales de Administración, Operación y Mantenimiento asignables al Nivel de Tensión n, para el OR j, en el año k.
PAOMRj,k: Porcentaje que se reconoce al OR j, en el año k, para remunerar el gasto anual de administración, operación y mantenimiento. Este porcentaje es igual para todos los Niveles de Tensión y se calcula de acuerdo con lo establecido en el ANEXO 9
CRIj,n: Costo de Reposición de Inversión del OR j, para el Nivel de Tensión n.
NRj,n: Número total de UC del Nivel de Tensión n, reportadas por el OR j, dentro de las cuales se deben considerar la UC cuyo valor de inversión no se incluye en el cálculo de la tarifa de acuerdo con lo dispuesto en el numeral 87.9 de la Ley 142 de 1994.
n : Nivel de Tensión 4, 3 ó 2
2 Costo Anual para el Nivel de Tensión 1
2.1 Costo Anual de Inversión
El Costo anual equivalente de los activos de uso para el Nivel de Tensión 1, CAIj,1, se determina así:
CRIj,1: Costo de Reposición de Inversión del OR j, para el Nivel de Tensión 1.
r: Tasa de Retorno reconocida para la metodología de Precio Máximo.
Vi : Vida útil en años, reconocida para los activos de Nivel de Tensión 1. La inversión total estimada para cada OR se obtiene de la siguiente manera:
NTj : Número de Transformadores de Distribución de Nivel de Tensión 1, para el OR j. Corresponde a los transformadores reportados al SUI por los OR a diciembre de 2007.
H: Número de estratos de la muestra del OR j.
Inv_Hj,i : Inversión media por circuito (transformador más red secundaria) estimada en el Nivel de Tensión 1, para el estrato i, de la muestra del OR j.
Wj,i : Ponderación del estrato i de la muestra del OR j.
Inv_Cj,k,i : Inversión estimada del circuito k del estrato i, de la muestra del OR j. Para obtener este valor se utiliza el inventario de los circuitos de la muestra reportados por el OR a la Comisión en respuesta a la Circular CREG 013 de 2007. Para la valoración de los transformadores de la muestra se aplican los criterios definidos en el ANEXO 13
NMj,i : Número de Transformadores de Distribución de Nivel de Tensión 1, de la Muestra del OR j, del estrato i.
Wj,i : Ponderación del estrato i de la muestra del OR j. El factor de ponderación del estrato i, de la muestra del OR j, se obtiene de la siguiente manera:
Nj,i : Número de Transformadores de Distribución de Nivel de Tensión 1, del OR j, del estrato i.
2.2 Costo Anual de AOM
El costo anual de AOM para el Nivel de Tensión 1 se calcula con la siguiente expresión:
AOMj,1,k: Gastos anuales de Administración, Operación y Mantenimiento asignables al Nivel de Tensión 1, para el OR j, en el año k.
CRIj,1: Costo de Reposición de Inversión del OR j, para el Nivel de Tensión 1, calculada en el numeral 2.1 de este Anexo.
PAOMRj,k: Porcentaje que se reconoce al OR j, en el año k, para remunerar AOM, calculado de acuerdo con lo establecido en el ANEXO 9. Firma del Proyecto
1 Cálculo de Cargos de los STR
Los Cargos de los STR serán calculados de acuerdo con la siguiente metodología.
1.1 Ingreso Anual
Para cada OR se determinará un Costo Anual por el uso de los Activos de Nivel de Tensión 4, así:
CA j,4: Costo Anual por uso de los activos del Nivel de Tensión 4, aprobado por la CREG para el OR j.
CAI j,4: Costo Anual para remunerar la inversión de los activos del Nivel de Tensión 4, para el OR j.
AOMj,4,k: Gastos anuales de Administración, Operación y Mantenimiento asignables al Nivel de Tensión 4, para el OR j, en el año k.
CATj,4: Costo Anual de Terrenos para el OR j, del Nivel de Tensión 4.
CAANEj,4: Costo Anual Equivalente de los Activos No Eléctricos asignable al Nivel de Tensión 4, para el Operador de Red j.
CAIR j,4: Costo Anual de referencia a partir del cual se calcula el costo anual para remunerar la inversión de los activos del Nivel de Tensión 4, aprobado por la CREG para el OR j. Este valor se definirá como un número fijo en la resolución particular de cada OR.
CAAEj,4: Costo Anual Equivalente de los Activos de Uso en el Nivel de Tensión 4, para el Operador de Red j.
FC j,4: Factor de conversión en el Nivel de Tensión 4, para el OR j.
R82: Con este subíndice se identifican las variables que se calcularon con la metodología de la Resolución CREG 082 de 2002, las cuales se transcriben en el numeral 5 de este Anexo.
IPPm-1: Índice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al mes m-1.
IPPo: Índice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al mes de la Fecha de Corte.
1.2 Ingreso Mensual
Para cada uno de los meses del período tarifario el LAC estimará el Ingreso Mensual para remunerar los activos de uso del Nivel de Tensión 4 de cada OR, así:
IMj,R,m: Ingreso Mensual del mes m en pesos, para remunerar el uso de los activos del Nivel de Tensión 4 del OR j, perteneciente al STR R.
CA j,4: Costo Anual por uso de los activos del Nivel de Tensión 4, aprobado por la CREG para el OR j, calculado en la forma prevista en el numeral 1.1 de este Anexo.
CALj,m-1: Compensaciones del OR j, perteneciente al STR R, en el mes m-1, por incumplimiento de lo establecido en el ANEXO 10, tal como se define esta variable en el numeral 1.8 de dicho Anexo.
IPPo: Índice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al mes de diciembre de 2007.
1.3 Cargo del Nivel de Tensión 4
Para cada uno de los STR, el LAC estimará el Cargo del Nivel de Tensión 4, de cada STR, así:
CD4,R,m: Cargo del Nivel de Tensión 4 ($/kWh), del Sistema de Transmisión Regional R, en el mes m.
IMj,R,m: Ingreso Mensual del mes m, para remunerar el uso de los activos del Nivel de Tensión 4 del Operador de Red j, perteneciente al STR R.
TR: Número total de OR que conforman el STR R y que han obtenido aprobación, por parte de la CREG, del Costo Anual por uso de los activos del Nivel de Tensión 4.
DTCj,R,m-1: Demanda total de los comercializadores que atienden usuarios conectados al sistema del OR j, perteneciente al STR R, durante el mes m-1. Esta energía estará referida a 220 kV y no considerará la demanda de usuarios conectados directamente al STN. Para referir las demandas a 220 kV se utilizarán los factores contenidos en el numeral 2 del ANEXO 11 de esta Resolución. Lo dispuesto en este numeral se aplicará a partir del primer día del mes siguiente al de la entrada en vigencia de la presente Resolución. Para los OR que no tengan costos anuales aprobados con base en la metodología definida en esta resolución, la variable CA j,4 a utilizar se calculará de la siguiente forma:
IPP0: Índice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al mes de la Fecha de Corte.
IPPdic01: Índice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al mes de diciembre de 2001.
2 Cálculo de cargos máximos para los Niveles de Tensión 3 y 2
Los cargos máximos para los Niveles de Tensión 3 y 2 se determinarán, para cada uno de los años del período tarifario, a partir de:
2.1 Nivel de Tensión 3
CDj,3: Cargo Máximo del Nivel de Tensión 3 para el OR j. Este valor estará referido a pesos de diciembre de 2007.
CDI j,3: Costo unitario para remunerar la inversión de los activos del Nivel de Tensión 3, para el OR j.
AOMj,3,k: Gastos anuales de Administración, Operación y Mantenimiento asignables al Nivel de Tensión 3, para el OR j,
en el año k.
CATj,3: Costo Anual de Terrenos para el OR j, del Nivel de Tensión 3.
CAANEj,3: Costo Anual Equivalente de los Activos No Eléctricos asignable al Nivel de Tensión 3, para el Operador de Red j.
Oj,3: Pago anual por uso de SDL que el OR j hace a otro OR, por concepto de conexiones en el Nivel de Tensión 3.
Euj,3: Energía útil del Nivel de Tensión 3 del OR j. Esta energía se estima según lo establecido en el numeral 2 del ANEXO 8 de la presente Resolución. Cuando sea necesaria la actualización del CDj,3 por la aplicación de lo establecido en el literal b) del Artículo 9 de la presente Resolución, este factor será adicionado con la energía asociada a los proyectos objeto de actualizaciones por este concepto, reportada de acuerdo con lo establecido en el literal citado.
CDIR j,3: Costo unitario de referencia a partir del cual se calcula el costo para remunerar la inversión de los activos del Nivel de Tensión 3, aprobado por la CREG para el OR j. Este valor se definirá como un número fijo en la resolución particular de cada OR.
CAAEj,3: Costo Anual Equivalente de los Activos de Uso en el Nivel de Tensión 3, para el Operador de Red j.
NC3j: Número de conexiones con otros OR, que inyectan energía en el Nivel de Tensión 3 del OR j.
CDf,3: Cargo Máximo del Nivel de Tensión 3 ($/kWh) estimado para el OR que exporta en la conexión f.
EIj,f: Energía que importó el OR j, a través de la conexión f, reportada según lo dispuesto en el ANEXO 8.
FC j,R,3: Factor de conversión en el Nivel de Tensión 3, para el OR j. R se reemplaza con N para los OR del STR Norte y con CS para los OR del STR Centro-Sur.
2.2 Nivel de Tensión 2
CDj,2: Cargo Máximo del Nivel de Tensión 2 para el OR j. Este valor estará referido a pesos de diciembre de 2007.
CDI j,2: Costo unitario para remunerar la inversión de los activos del Nivel de Tensión 2, para el OR j.
AOMj,2,k: Gastos anuales de Administración, Operación y Mantenimiento asignables al Nivel de Tensión 2, para el OR j, en el año k.
CATj,2: Costo Anual de Terrenos para el OR j, del Nivel de Tensión 2.
CAANEj,2: Costo Anual Equivalente de los Activos No Eléctricos asignable al Nivel de Tensión 2, para el Operador de Red j.
Oj,2: Pago anual por uso de SDL que el OR j hace a otro OR, por concepto de conexiones en el Nivel de Tensión 2.
Euj,2: Energía útil del Nivel de Tensión 2 del OR j. Esta energía se estima según lo establecido en el numeral 2 del ANEXO 8 de la presente Resolución. Cuando sea necesaria la actualización del CDj,2 por la aplicación de lo establecido en el literal b) del Artículo 9 de la presente Resolución, este factor será adicionado con la energía asociada a los proyectos objeto de actualizaciones por este concepto, reportada de acuerdo con lo establecido en el literal citado.
CD j,3-2: Cargo unitario del nivel de Tensión 3 que se remunera parcialmente en el Nivel de Tensión 2, para el OR j. Este valor se definirá como un número fijo en la resolución particular de cada OR.
CDIR j,2: Costo unitario de referencia a partir del cual se calcula el costo para remunerar la inversión de los activos del Nivel de Tensión 2, aprobado por la CREG para el OR j. Este valor se definirá como un número fijo en la resolución particular de cada OR.
CAAEj,2: Costo Anual Equivalente de los Activos de Uso en el Nivel de Tensión 2, para el Operador de Red j.
NC2j: Número de conexiones con otros OR, que inyectan energía en el Nivel de Tensión 2 del OR j.
CDf,2: Cargo Máximo del Nivel de Tensión 2 ($/kWh) estimado para el OR que exporta en la conexión f.
Fej,32: Flujo de energía del Nivel de Tensión 3 al Nivel de Tensión 2, del OR j. Estas energías se determinan según lo establecido en el ANEXO 8 de la presente Resolución.
FC j,R,2: Factor de conversión en el Nivel de Tensión 2, para el OR j. R se reemplaza con N para los OR del STR Norte y con CS para los OR del STR Centro-Sur.
3 Cálculo de cargos máximos del Nivel de Tensión 1
Para cada OR se define un cargo máximo por concepto de inversiones y un cargo máximo por concepto de gastos de Administración, Operación y Mantenimiento que se determinan de la siguiente manera:
CDIj,1: Cargo Máximo por concepto de inversiones para el Nivel de Tensión 1, para el OR j.
CDIR j,1: Costo unitario de referencia a partir del cual se calcula el costo para remunerar la inversión de los activos del Nivel de Tensión 1, aprobado por la CREG para el OR j. Este valor se definirá como un número fijo en la resolución particular de cada OR.
CAIj,1: Costo anual de los activos de uso en el Nivel de Tensión 1, para el OR j, tal como se definió en el ANEXO 2
OIj: Otros Ingresos por la explotación de los activos remunerados mediante cargos por uso en actividades distintas a la de distribución de energía eléctrica. Este valor corresponde al 50% del valor de los ingresos por este concepto durante el año que finaliza en la Fecha de Corte. Este valor debe ser reportado por el OR en el momento de la solicitud de aprobación de cargos. En caso de que no se reporte dicho valor, se tomará el 50% del valor más alto reportado por los OR.
Vj,1: Ventas anuales de energía en el Nivel de Tensión 1, efectuadas por todos los Comercializadores de energía en el sistema del OR j. La información de ventas corresponde a la registrada por los Comercializadores al SUI para el año que finaliza en la Fecha de Corte.
VAj,1,0: Ventas anuales de energía en el Nivel de Tensión 1, facturada con el cargo para circuitos aéreos, del OR j, durante el año que finaliza en la Fecha de Corte.
VSj,1,0: Ventas anuales de energía en el Nivel de Tensión 1, facturada con el cargo para circuitos subterráneos, del OR j, durante el año que finaliza en la Fecha de Corte.
PNTj,nr: Pérdidas No Técnicas No Reconocidas al OR j, en kWh-año, determinadas de acuerdo con el ANEXO 11.
CDMj,1: Cargo Máximo por concepto de AOM para el Nivel de Tensión 1, para el OR j.
AOMj,1,k: Gastos anuales de Administración, Operación y Mantenimiento asignables al Nivel de Tensión 1, para el OR j, en el año k, tal como se definió en el ANEXO 2.
4 Cargos Medios del Nivel de Tensión 4
El cargo medio de Nivel de Tensión 4 se calculará de la siguiente manera:
CMj,4,m: Cargo medio del Nivel de Tensión 4 del OR j para el mes m
IMj,R,m: Ingreso Mensual del mes m, para remunerar el uso de los activos del Nivel de Tensión 4 del OR j, perteneciente al STR R, tal como se define en el numeral 1.2 del ANEXO 3
DTCj,R,m-1: Demanda total de los comercializadores que atienden usuarios conectados al sistema del OR j, perteneciente al STR R, durante el mes m-1. Esta energía estará referida a 220 kV y no considerará la demanda de usuarios conectados directamente al STN. Para referir las demandas a 220 kV se utilizarán los factores contenidos en el numeral 2 del ANEXO 11 de esta Resolución.
5 Descripción de variables utilizadas
En este numeral se transcriben los nombres de las variables citadas en este Anexo, con el subíndice R82, y que hacen referencia a las calculadas para cada OR de acuerdo con la metodología establecida en la Resolución CREG 082 de 2002, cuyos valores se encuentran en la resolución particular mediante la cual se le aprobaron los costos anuales y los cargos a cada OR, tanto en la parte resolutiva como en la parte motiva de dichas resoluciones. Los subíndices AE y DE significan “antes de aplicar criterios de eficiencia” y “después de aplicar criterios de eficiencia”, respectivamente, tal como aparecen en los considerandos de cada una de las resoluciones particulares:
CALRj,4,R82,AE: Costo anual equivalente de activos de uso correspondientes a unidades constructivas de líneas radiales, del OR j en el Nivel de Tensión 4 antes de aplicar criterios de eficiencia (CALRj,4)
CALNRj,4,R82,AE: Costo anual equivalente de activos de uso correspondientes a unidades constructivas diferentes a líneas radiales, del OR j en el Nivel de Tensión 4 antes de aplicar criterios de eficiencia (CALNRj,4)
CAACj,R82: Costo Anual Equivalente Activos Eléctricos asociados con la conexión al STN del OR j (CAACj). Este valor es igual antes y después de aplicar los criterios de eficiencia.
CALRj,4,R82,DE: Costo anual equivalente de activos de uso correspondientes a unidades constructivas de líneas radiales, del OR j en el Nivel de Tensión 4 después de aplicar criterios de eficiencia (CALRj,4)
CALNRj,4,R82,DE: Costo anual equivalente de activos de uso correspondientes a unidades constructivas diferentes a líneas radiales, del OR j en el Nivel de Tensión 4 después de aplicar criterios de eficiencia (CALNRj,4)
CAAEj,3,R82,AE: Costo anual equivalente de los Activos de Uso en el Nivel de Tensión 3, para el Operador de Red j, antes de aplicar criterios de eficiencia (CAAE3j,3)
CAAEj,3,R82,DE: Costo anual equivalente de los Activos de Uso en el Nivel de Tensión 3, para el Operador de Red j, después de aplicar criterios de eficiencia (CAAE3j,3)
CAUj,2,R82,AE: Costo Anual Equivalente de Activos de uso correspondientes a Unidades Constructivas de líneas urbanas, del Nivel de Tensión 2, reportadas por el OR j, antes de aplicar criterios de eficiencia (CAUj,2).
CAUj,2,R82,DE: Costo Anual Equivalente de Activos de uso correspondientes a Unidades Constructivas de líneas urbanas, del Nivel de Tensión 2, reportadas por el OR j, después de aplicar criterios de eficiencia (CAUj,2).
CARj,2,R82,AE: Costo Anual Equivalente de Activos de uso correspondientes a Unidades Constructivas de líneas rurales, del Nivel de Tensión 2, reportadas por el OR j, antes de aplicar criterios de eficiencia (CARj,2).
CARj,2,R82,DE: Costo Anual Equivalente de Activos de uso correspondientes a Unidades Constructivas de líneas rurales, del Nivel de Tensión 2, reportadas por el OR j, después de aplicar criterios de eficiencia (CARj,2).
CAOj,2,R82,AE: Costo Anual Equivalente de Activos de uso correspondientes a Unidades Constructivas diferentes a líneas rurales y urbanas, del Nivel de Tensión 2, reportadas por el OR j, antes de aplicar criterios de eficiencia (CAOj,2).
CAOj,2,R82,DE: Costo Anual Equivalente de Activos de uso correspondientes a Unidades Constructivas diferentes a líneas rurales y urbanas, del Nivel de Tensión 2, reportadas por el OR j, después de aplicar criterios de eficiencia (CAOj,2)
Las siguientes variables corresponden a los Costos Anuales y Cargos Máximos aprobados por la CREG para el OR j, con la metodología de la Resolución CREG 082 de 2002, con los valores que estén vigentes al momento de la solicitud de cargos con esta nueva metodología. Estos valores se deben utilizar en pesos de diciembre de 2001.
CA j,4,R82: Costo Anual por uso de los activos del Nivel de Tensión 4, para el OR j (CAj,4)
CACj,R82: Costo Anual de Conexiones al STN (CACj),.
CDj,3,R82: Cargo máximo para el Nivel de Tensión 3 (CDj,3)
CDj,2,R82: Cargo máximo para el Nivel de Tensión 2 (CDj,2)
CDAIj,1,R82: Cargo Máximo del Nivel de Tensión 1, por concepto de Inversión, para Redes Aéreas (CDAIj,1)
CDSIj,1,R82: Cargo Máximo del Nivel de Tensión 1, por concepto de Inversión, para Redes Subterráneas (CDSIj,1)
Firma del Proyecto
1. UC de los STR y SDL en los Niveles de Tensión 4, 3 y 2.
Las UC establecidas por la Comisión contienen los equipos y accesorios necesarios para la prestación del servicio con los niveles de calidad exigidos por la CREG, cumpliendo con la normatividad vigente en materia de seguridad. Para la clasificación de los activos en las UC se tendrá en cuenta lo siguiente:
Donde:
CECn,s: Costo del edificio de control de la subestación s con nivel de tensión n en el lado de alta, (n = 3 o 4).
AGn,s: Área general de la subestación s con nivel de tensión n en el lado de alta, (n = 3 o 4)
ABh: Área reconocida para cualquier bahía de transformador o de línea de la subestación de nivel de tensión 3 o 4.
Bhn,s: Número de bahías de línea y de transformador existentes en la subestación s con nivel de tensión n en el lado de alta, (n = 3 o 4).
ACe: Área reconocida para cualquier celda de la subestación de nivel de tensión 3 o 4.
Cen,s: Número de celdas en operación en la subestación s con nivel de tensión n en el lado de alta, (n = 3 o 4). Incluye las celdas de respaldo reconocidas.
CC: Costo por metro cuadrado del edificio de control de la subestación igual a 2.000.000 $/m2 ($ de Diciembre de 2007)
En subestaciones de Nivel de Tensión 4 se definen 4 UC de Modulo Común: Módulo Común Tipo 1 de 1 a 3 bahías, Módulo Común Tipo 2 de 4 a 6 bahías, Módulo Común Tipo 3 de 7 a 9 bahías y Módulo Común Tipo 4 más de 9 bahías.
En subestaciones de Nivel de Tensión 4 las UC de Módulo de Barraje se asocian con el número de bahías o módulos existentes en la Subestación, así: Módulo de Barraje Tipo 1, de 1 a 3 bahías; Módulo de Barraje Tipo 2, de 4 a 6 bahías; Módulo de Barraje Tipo 3, de 7 a 9 bahías y Módulo de Barraje Tipo 4, más de 9 bahías.
En subestaciones de Nivel de Tensión 3 se definen 3 UC de Modulo Común: Módulo Común Tipo 1, de 1 a 3 bahías; Módulo Común Tipo 2, de 4 a 6 bahías; Módulo Común Tipo 3, más de 6 bahías.
En subestaciones de Nivel de Tensión 3 las UC de Módulo de Barraje se asocian al número de bahías o módulos existentes en la Subestación, así: Módulo de Barraje Tipo 1, de 1 a 3 bahías; Módulo de Barraje Tipo 2, de 4 a 6 bahías; Módulo de Barraje Tipo 3, más de 6 bahías.
Se debe reportar solamente una UC de Módulo Común por subestación, la cual se debe clasificar en función del total de bahías o módulos existentes en la subestación y debe corresponder al Nivel de Tensión más alto de la subestación.
CL: Costo del transformador tridevanado y de sus bahías de transformación, asignable al Nivel de Tensión L (secundario).
CT: Costo del transformador tridevanado y de sus bahías de transformación, asignable al Nivel de Tensión T (terciario).
CTRF: Costo del transformador tridevanado
PL: Potencia nominal del devanado secundario (Nivel de Tensión L)
PT: Potencia nominal del devanado terciario
CB: Costo de la Bahía de Transformación del lado de alta tensión del transformador tridevanado.
2. Listado de UC de los STR y SDL en los Niveles de Tensión 4, 3 y 2.
En este listado se establecen los valores reconocidos y la vida útil para cada UC. Para las UC de transformadores y Equipos de Compensación se establecen los valores reconocidos, el costo de instalación y la vida útil.
Tabla 2 Unidades Constructivas de Equipos de Subestación de Nivel de Tensión 4
Tabla 4 Unidades Constructivas de Equipos de Subestación de Nivel de Tensión 2
Tabla 10 Unidades Constructivas de Equipos de Compensación
Tabla 11 Unidades Constructivas de Centros de Control y Calidad
3. Listado de costos reconocidos para la valoración de activos de nivel de tensión 1.
En este listado se establecen los costos reconocidos para la valoración de activos de nivel de tensión 1.
Tabla 18 Costo DDP de Estructuras de Apoyo
Tabla 22 Costos de instalación conductores
1. Actualización, liquidación y recaudo de los cargos de STR
El Ingreso Mensual para remunerar los activos de Nivel de Tensión 4 de los OR, en un STR, será liquidado y actualizado por el Liquidador y Administrador de Cuentas (LAC), mediante la actualización y aplicación de los Cargos del Nivel de Tensión 4 de cada STR. Las liquidaciones para los comercializadores que atiendan usuarios en los STR se calculará de acuerdo con la Demanda Comercial utilizando la siguiente expresión:
LCi,j,m: Liquidación por concepto de Cargos del Nivel de Tensión 4, en el STR R, por el consumo en el mes m, que facturará el OR j al comercializador i.
m: Corresponde al mes calendario de prestación del servicio.
DCi,j,m: Demanda del Comercializador i, en el STR al que pertenece el OR j, durante el mes de consumo m, referida al STN utilizando los factores de pérdidas definidos en el ANEXO 11 de la presente Resolución, sin considerar la demanda de usuarios conectados directamente al STN.
CD4,R,m: Cargo del Nivel de Tensión 4 ($/kWh), del STR R, en el mes m. Según lo establecido en el ANEXO 3 de la presente Resolución.
IMj,R,m: Ingreso Mensual del mes m, para remunerar el uso de los activos del Nivel de Tensión 4 del OR j, perteneciente al STR R, tal como se define en el numeral 1.2 del ANEXO 3. La liquidación por concepto de los Cargos del Nivel de Tensión 4 se realizará en el mes inmediatamente posterior al de consumo, en cada STR R, siguiendo el procedimiento establecido en la Resolución CREG 008 de 2003 o aquella que la modifique, adicione o sustituya. El esquema de Liquidación y Administración de Cuentas consiste en la actualización de los cargos de los STR y en el cálculo de las liquidaciones de los valores que cada OR debe facturar a cada comercializador. La facturación y recaudo a los agentes comercializadores le corresponderá a los OR, utilizando la liquidación elaborada por el LAC.
2 Actualización de los Cargos Máximos de SDL
2.1 Cargos Máximos de Niveles de Tensión 3 y 2
Los Cargos Máximos de los Niveles de Tensión 3 y 2, se actualizarán mensualmente de acuerdo con la siguiente expresión:
n: Nivel de Tensión 3 ó 2.
CDj,n,m: Cargo Máximo del Nivel de Tensión n, del OR j, correspondiente al mes m.
CDj,n: Cargo Máximo del Nivel de Tensión n, del OR j, aprobado de acuerdo con lo establecido en el numeral 2 del ANEXO 3.
2.2 Cargos Máximos del Nivel de Tensión 1
Los Cargos Máximos del Nivel de Tensión 1, se actualizarán mensualmente de acuerdo con las siguientes expresiones:
CDIj,1,m: Cargo Máximo del Nivel de Tensión 1, por concepto de Inversión, del OR j, en el mes m.
CDMj,1,m: Cargo Máximo del Nivel de Tensión 1, por concepto de AOM, para redes del Nivel de Tensión 1 del OR j, en el mes m.
3 Actualización de los Costos Anuales de AOM
De acuerdo con lo establecido en el ANEXO 9, los Gastos Anuales de Operación y Mantenimiento reconocidos pueden cambiar anualmente con base en la variación del porcentaje de AOM reconocido, PAOMRj,k. Cuando esta variable modifique su valor y en la oportunidad indicada en el ANEXO 9, se procederá de la siguiente forma:
4 Cargos por Uso por Nivel de Tensión
Los Cargos por Uso se determinan de acuerdo con las siguientes expresiones:
4.1 Nivel de Tensión 4:
Dt4,R,m,k: Cargo por Uso del Nivel de Tensión 4 ($/kWh), del STR R, para el mes m en el año k.
CD4,R,m,k: Cargo del Nivel de Tensión 4 ($/kWh), del STR R, para el mes m en el año k. Establecido en el ANEXO 3 de la presente Resolución.
PR4,j: Factor para referir las medidas de energía del Nivel de Tensión 4 al STN, del OR j, según lo definido en el ANEXO 11.
4.2 Nivel de Tensión 3:
Dtj,3,m,k: Cargo por Uso del Nivel de Tensión 3 ($/kWh), del OR j, para el mes m en el año k.
CDj,3,m,k: Cargo Máximo del Nivel de Tensión 3, correspondiente al mes m del año k, del OR j. Establecido en el ANEXO 3 de la presente Resolución.
PR3,j: Factor para referir las medidas de energía del Nivel de Tensión 3 al STN, en el sistema del OR j, según lo definido en el ANEXO 11 de la presente Resolución.
DDtj,n,m: Incentivo por Variación Trimestral de la Calidad para el OR j durante el mes m, aplicable al Cargo por Uso del nivel de tensión n, en $/kWh, de acuerdo con lo establecido en el numeral 2.4.1 del ANEXO 10 de la presente Resolución.
4.3 Nivel de Tensión 2:
Dtj,2,m,k: Cargo por Uso del Nivel de Tensión 2 ($/kWh), del OR j, para el mes m en el año k.
CDj,2,m,k: Cargo Máximo del Nivel de Tensión 2, correspondiente al mes m del año k, del OR j. Establecido en el ANEXO 3 de la presente Resolución.
PR2,j: Factor para referir las medidas de energía del Nivel de Tensión 2 al STN, en el sistema del OR j, según lo definido en el ANEXO 11 de la presente Resolución.
4.4 Nivel de Tensión 1:
Dtj,1,m,k: Cargo por Uso del Nivel de Tensión 1 ($/kWh), del OR j, para el mes m en el año k.
CDIj,1,m: Cargo Máximo del Nivel de Tensión 1, por concepto de Inversión, del OR j en el mes m.
CDMj,1,m: Cargo Máximo del Nivel de Tensión 1, por concepto de AOM, para redes del Nivel de Tensión 1, del OR j, en el mes m.
PR1,j: Factor para referir las medidas de energía del Nivel de Tensión 1 al STN, en el sistema del OR j, según lo definido en el ANEXO 11 de la presente Resolución.
PR(1-2),j: Factor para referir las medidas de energía del Nivel de Tensión 1 al Nivel de Tensión 2, del OR j, según lo definido en el ANEXO 11 de la presente Resolución.
5 Recaudo de cargos del Nivel de Tensión 1
En caso de que la totalidad o fracción de los Activos de Nivel de Tensión 1 sean de propiedad del usuario, el comercializador deberá descontar, del Cargo por Uso del Nivel de Tensión 1, el Cargo Máximo del Nivel de Tensión 1, por concepto de Inversión (CDIj,1,m), en la fracción que corresponda:
Los costos del transporte de la energía reactiva en exceso de que trata el Artículo 15 de la presente Resolución serán recaudados por el comercializador con base en los cargos máximos de cada OR y entregados al OR que sirve al Usuario del SDL respectivo. En el caso de los STR, los costos del transporte de la energía reactiva en exceso serán recaudados por el comercializador y entregados directamente al OR aplicando el Cargo por Uso del Nivel de Tensión 4. Firma del Proyecto
La Comisión adelantará una verificación de la calidad de la información reportada por los OR, de conformidad con la siguiente metodología.
A partir de la información reportada por cada Operador de Red en la solicitud de cargos de que trata el Artículo 18 de la presente resolución y la utilizada para el cálculo de los cargos de Nivel de Tensión 1, la CREG determinará una muestra de activos a auditar para cada OR. El tamaño de la muestra deberá garantizar globalmente una confiabilidad del 95% y un error relativo de muestreo menor del 5%. La muestra será estratificada por tipos de activos según los siguientes grupos (subestaciones, líneas, centros de control, equipos y redes del Nivel de Tensión 1).
En el desarrollo del trabajo de campo, se verificará la veracidad de la información reportada a la CREG por el OR.
Se considerará que la información reportada es verídica y, por lo tanto, se acepta la misma, cuando los activos seleccionados para el trabajo de campo, no presentan ninguna inconsistencia, considerando la información reportada a la Comisión.
Se entiende que la información es inconsistente cuando: i) su georreferenciación no permita establecer la existencia del activo, ii) lleva a clasificarlo en una Unidad Constructiva que no corresponde con la reportada, iii) la cantidad de Unidades Constructivas reportada no coincide con la verificación en campo, iv) la suma de las distancias de los tramos verificados de una red de nivel de tensión 1 difieran en más de un 10% con la suma de las distancias inicialmente reportadas, v) la capacidad del transformador de Nivel de Tensión 1 no corresponda con la reportada, vi) el número de apoyos de una red de Nivel de Tensión 1 difiera en más de un 5 % del número de apoyos reportados.
En caso de presentarse alguna inconsistencia el Operador de Red deberá explicar y soportar adecuadamente las razones por las cuales la información no coincide exactamente con la levantada en campo. Estas aclaraciones deberán ser efectuadas por el OR dentro de los cinco (5) días siguientes a la fecha en que sea informado de tal situación por parte de la CREG.
Cuando la suma del efecto de todos los errores no explicados por el OR, calculados como la diferencia entre los costos de las UC donde se haya presentado la inconsistencia y las UC correctas, sobre el valor total de los activos muestreados sea igual o superior al 5%, se rechazará la información reportada.
Los costos de esta verificación serán asumidos por la CREG.
Cuando a un OR le sea rechazada la información reportada, la Comisión fijará los costos anuales para el Nivel de Tensión 4 con la información disponible y los Cargos Máximos con un valor equivalente al 90% del cargo más bajo aprobado a los OR según la presente metodología, sin perjuicio de las sanciones y demás medidas a que haya lugar.
1. Costo Anual Equivalente de los Niveles de Tensión 4, 3 y 2 (millones de pesos de diciembre de 2007), presentados a la Comisión en la solicitud de aprobación de que trata el Artículo 4 de la presente Resolución,
2. Cargos Máximos para los Niveles de Tensión 3 y 2 que se presentan a la Comisión dentro del proceso de aprobación de que trata el Artículo 4 de la presente Resolución,
3. Listado de los municipios atendidos por el STR o SDL del OR, indicando para cada uno de ellos:
1. Reportes de Flujos de Energía
Antes del último día hábil de abril de cada año los OR deberán enviar a la Comisión, siguiendo los formatos y procedimientos que ésta defina para tal efecto, los flujos de energía (kWh) de su sistema correspondientes al año calendario inmediatamente anterior.
Para efectos del cálculo de los costos y cargos de que trata la presente resolución, se utilizará la información suministrada por los OR de los flujos de energía, correspondientes a los doce meses que finalizan en la Fecha de Corte o la que se encuentre disponible en la CREG.
La información a reportar para cada uno de los Niveles de Tensión es la siguiente:
La información relacionada con fronteras comerciales, suministrada por el OR, será comparada con la información de las fronteras comerciales reportada por XM y de encontrarse datos inconsistentes, prevalecerá esta última hasta cuando sean debidamente justificadas las diferencias. La información relacionada con ventas a usuarios finales, suministrada por el OR, será comparada con la reportada al SUI y de encontrarse inconsistencias, prevalecerá esta última hasta cuando sean debidamente justificadas las diferencias.
2. Cálculo de Balances por OR y Energías Útiles
A partir de la información reportada a la Comisión, en cumplimiento de lo dispuesto en el numeral anterior, se determinará el balance de energía del sistema del OR j, considerando las pérdidas por Nivel de Tensión de acuerdo con lo establecido en el ANEXO 11. La energía de entrada es la suma de la energía inyectada a un determinado Nivel de Tensión del sistema de un OR, provenientes del STN, de generadores, de otros OR y de otros Niveles de Tensión del mismo OR. La energía de salida es la suma de la energía entregada a los comercializadores, las trasladadas a otro OR y la energía en tránsito a otro Nivel de Tensión del mismo OR. El procedimiento para obtener el balance de energía del sistema del OR j será:
Considerando la energía de entrada a un Nivel de Tensión, producto de los balances efectuados anteriormente, y el índice de pérdidas del mismo nivel, se determinan las energías útiles de los Niveles de Tensión 4, 3, 2 y 1 de acuerdo con la siguiente expresión:
donde:
Euj,n: Energía Útil del Nivel de Tensión n, del OR j.
EEj,n: Energía de entrada al Nivel de Tensión n, del OR j, durante un año calendario.
Pj,n: Porcentaje de pérdidas reconocido para el Nivel de Tensión n, del OR j. Este valor se presenta en el ANEXO 11 de la presente Resolución. Firma del Proyecto
1 Valor de AOM de Referencia
El gasto anual del AOM de referencia, AOMj,ref, se obtendrá para cada OR j como la semisuma entre i) el valor promedio del AOM gastado por cada OR j durante el periodo 2003 - 2007, y ii) el valor anual del AOM reconocido a cada OR j:
2 Porcentaje de AOM Gastado y Remunerado (2003-2007)
A partir de los valores de AOMGj,03-07 y AOMRj,03-07 se determinarán los respectivos porcentajes de AOM, como la relación entre i) el valor de AOM y ii) el Costo de Reposición de la Inversión del OR j, remunerada vía cargos por uso.
3 Gastos AOM a reconocer
Para los años 2008 y 2009 se establecerá el porcentaje de AOM a reconocer al OR j, PAOMRj,k igual para todos los niveles de tensión, igual al porcentaje de AOM de referencia para el OR j, PAOMj,ref.
Por lo anterior, cada año que una empresa no entregue la información de AOM solicitada, el porcentaje de AOM reconocido y el límite superior establecido se disminuirán en 0,5%. La información suministrada por las empresas que no corresponda con la solicitada o aquella que no obtenga el visto bueno de la Auditoría contratada para revisar esta información, se considerará como no entregada.
3.1 Porcentaje de AOM a Reconocer en el año k, PAOMRj,k.
A partir del año 2010, el LAC para el Nivel de Tensión 4 y los OR para los demás niveles deberán actualizar cada año el porcentaje de AOM a Reconocer en el año k, PAOMRj,k igual para todos los niveles de tensión, el cual se obtendrá como se muestra a continuación:
3.2 IAADk-1 ≤ IAADk-2:
Sí los dos Índices Anuales Agrupados de la Discontinuidad (IAAD), calculados al mes de diciembre del año k-1, para cada uno de los grupos de calidad, son inferiores o iguales a los IAAD calculados doce meses atrás, año k-2, el porcentaje de AOM a reconocer en el año k, PAOMRj,k, será igual a la semisuma entre el PAOMRj,k-1 y el PAOMDj,k-1.
3.3 IAADk-1 > IAADk-2:
Sí cualquiera de los dos Índices Anuales Agrupados de la Discontinuidad (IAAD), calculados al mes de diciembre del año k-1, para cualquiera de los grupos de calidad, son superiores a los IAAD calculados doce meses atrás, año k-2, el porcentaje de AOM a reconocer en el año k, PAOMRj,k, se determinará de acuerdo con el siguiente procedimiento:
1 Calidad del Servicio en el STR
La continuidad en la Distribución de Energía Eléctrica en el STR, dentro de los niveles de calidad establecidos, será responsabilidad de los Operadores de Red. Sin perjuicio de la responsabilidad a cargo del Operador de Red por los daños y perjuicios causados a usuarios o terceros, el incumplimiento de la calidad definida en esta Resolución dará lugar a la aplicación de compensaciones al Operador de Red, a favor de los usuarios, de conformidad con lo establecido en este Anexo. Para todos los efectos, hay incumplimiento en la calidad del servicio de Distribución de Energía Eléctrica en el STR cuando se presente cualquiera de las siguientes situaciones: i) exceder el número máximo de horas de indisponibilidad establecido en esta Resolución, y ii) indisponibilidades que ocasionen Energía No Suministrada o por dejar no operativos otros activos. La compensación se aplicará disminuyendo el Ingreso Mensual que le corresponde a cada Operador de Red en un valor igual al de las respectivas compensaciones. Para tal efecto, el LAC calculará mensualmente las compensaciones que deberán ser asumidas por el OR de los activos, conforme a lo previsto en el numeral 1.8 de este Anexo. A partir del segundo mes de la entrada en vigencia de la presente Resolución, el CND y el LAC aplicarán de manera integral los procedimientos para el cálculo de los indicadores de calidad y las compensaciones establecidos en esta Resolución.
1.1 Bases de Datos
El CND será el responsable de centralizar, almacenar y procesar la información estadística requerida para mantener actualizada la Base de Datos correspondiente, que permita calcular los indicadores de Indisponibilidad de los grupos de Activos relacionados en el numeral 1.2 de este Anexo. Para Activos nuevos, las estadísticas de indicadores de Indisponibilidad se registrarán a partir del momento en el cual el activo correspondiente entra en operación comercial, previo cumplimiento de la normatividad vigente y la autorización del CND. El CND deberá someter a aprobación de la CREG una propuesta de Reglamento para el reporte de Eventos y los formatos para el reporte de la información de que trata este numeral, a más tardar dentro del mes siguiente a la vigencia de la presente Resolución. Los Operadores de Red son los responsables de la recolección y el reporte de la información estadística, en los términos definidos en el Reglamento para el reporte de Eventos. Dicha información, será confrontada por el CND contra la información operativa manejada por esta entidad de la siguiente manera:
1.2 Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad
Los siguientes grupos de activos utilizados en la prestación del servicio de distribución de energía eléctrica en el STR, no deberán superar, en una ventana móvil de doce meses, el número de horas de indisponibilidad señalado en la tabla:
1.3 Metas Ajustadas de Indisponibilidad.
Para cada activo, las metas se reducirán en 0.5 horas por cada retraso en Reporte de Eventos. El CND calculará mensualmente la Meta Ajustada, de acuerdo con la siguiente fórmula:
MHAIAm,u: Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad Ajustadas del activo u, calculadas para el mes m.
MHAIu: Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad del activo u.
ENRm,u: Número Acumulado de Eventos o Finalización de Maniobras no Reportados en los plazos establecidos en esta resolución, para el activo u, durante una ventana móvil de doce meses que termina en el mes m.
1.4 Indisponibilidad de los Activos de Uso del STR
La duración de las indisponibilidades de los activos del STR se medirá por su duración en horas, aproximadas al segundo decimal y se agruparán por mes calendario. Un Evento cuya duración pase de un mes calendario al siguiente se deberá dividir en dos Eventos: uno que finaliza a las veinticuatro (24:00) horas del último día del mes calendario y otro Evento que inicia a las cero (0:00) horas del primer día del nuevo mes. La Indisponibilidad de los Activos relacionados en el numeral 1.2 del presente Anexo, la calcula mensualmente el Centro Nacional de Despacho, CND, mediante la siguiente expresión:
HIDm,u: Horas de Indisponibilidad del activo u, durante el mes m.
i: Evento de Indisponibilidad.
n: Número Total de Indisponibilidades del activo u, durante el mes m.
Hi,u: Duración de la indisponibilidad i, para el activo u.
CAPDi,u : Capacidad disponible del activo u, durante la indisponibilidad i.
CAPNu: Capacidad Nominal del activo u. Para la aplicación de la metodología establecida en esta Resolución, las Horas de Indisponibilidad del activo u, durante cada uno de los once meses anteriores al primer mes de aplicación de esta metodología, se asumirán iguales a cero (0).
1.5 Indisponibilidades Excluidas
Para el cálculo de la Indisponibilidad de un activo, se excluyen los siguientes Eventos: i. Indisponibilidades programadas debidas a Trabajos de Expansión. El OR informará al CND acerca de la conexión de dichos activos con una anticipación mínima de 90 días calendario.
iii. Indisponibilidades por demoras entre el momento en que el agente declara que tiene disponible su activo y la puesta en operación del mismo ordenada por el CND.
iv. Indisponibilidades de líneas originadas en Eventos imprevisibles e irresistibles que constituyan caso fortuito o fuerza mayor conforme a lo definido en el artículo 1 de la ley 95 de 1890, o indisponibilidades de cualquier activo del STR causadas por alteración del orden público. El OR afectado por el Evento deberá declarar oficialmente ante el CND la ocurrencia del mismo y será responsable por tal declaración. Asimismo, si se prevé que el Evento tendrá una duración superior a los tres (3) días a partir de su ocurrencia, el agente tendrá que informar a los usuarios finales que puedan resultar afectados antes de transcurridos dos (2) días a partir de la ocurrencia del Evento, mediante publicación en un diario que circule en la zona afectada.
v. El OR afectado por el Evento deberá establecer el plazo para la puesta en operación de los activos afectados, para lo cual deberá entregar al CND y al CNO un cronograma y presentarles los respectivos informes de avance del mismo.
vii. Las indisponibilidades debidas a Mantenimientos Mayores.
1.5.1 Procedimiento para los Mantenimientos Mayores.
Los Mantenimientos Mayores deberán ajustarse al Reglamento para el reporte de Eventos, donde se especificará el máximo número de días consecutivos a utilizar para este mantenimiento y la duración mínima de cada indisponibilidad reportada por esta causa. El plazo de seis (6) años para los Mantenimientos Mayores se contará desde el 1 de enero de 2008. Durante este plazo, el tiempo máximo reconocido sin afectar la Indisponibilidad de los activos de que trata la presente Resolución, será de noventa y seis (96) horas.
1.6 Ingreso Mensual Regulado
Para lo contemplado en el numeral 1 de este Anexo, en caso de requerirse, el Ingreso Mensual Regulado para cada uno de los activos del STR se calculará así:
IMRm,u: Ingreso Mensual Regulado para remunerar el activo u, durante el mes m.
CRu: Costo Reconocido para la UC u.
PAOMRj,k: Porcentaje que se reconoce al OR j, en el año k, para remunerar el gasto anual de administración, operación y mantenimiento, de acuerdo con lo establecido en el ANEXO 9
1.7 Remuneración en algunos casos de indisponibilidad
Para los casos de indisponibilidades de líneas originadas en Eventos imprevisibles e irresistibles que constituyan caso fortuito o fuerza mayor conforme a lo definido en el artículo 1 de la ley 95 de 1890, o de indisponibilidades de cualquier activo del STR causadas por alteración del orden público, la remuneración del activo u en el mes m, para cada mes mi que éste se encuentre indisponible será:
IMRTm,u: Ingreso Mensual Temporal para el activo u, en el mes m, mientras el activo u esté indisponible por las causas citadas en este numeral.
mi: Número de meses calendario completos transcurridos a partir de la ocurrencia del Evento, incluido el mes m, durante los cuales el activo u ha estado indisponible. Si al momento de iniciar la aplicación de la metodología establecida en esta Resolución, algún activo está indisponible por las causas citadas en este numeral, se asume que mi es igual a 1 para el primer mes de aplicación.
IMRm,u: Ingreso Mensual Regulado para remunerar el activo u, durante el mes m, tal como se define en el numeral 1.6 de este Anexo.
1.8 Compensaciones
1.8.1 Compensaciones por Incumplimiento de las Metas
Las compensaciones que deberán ser asumidas por el OR de los activos con horas de indisponibilidad acumuladas (HIDA) que superen las máximas horas anuales de indisponibilidad ajustadas (MHAIA), se calcularán con base en la información obtenida por el CND y conforme a las siguientes fórmulas:
HIDAm,u: Horas de Indisponibilidad Acumulada del activo u, en un periodo de doce meses que termina en el mes m.
HCm,u: Horas a compensar por el activo u, para el mes m.
MHAIAm,u: Meta de Indisponibilidad Anual Ajustada del activo u, calculada para el mes m.
THCm-1,u: Total de Horas compensadas por el activo u, en un periodo de once meses que termina en el mes m-1.
CIMm,u: Compensación por incumplimiento de metas, del activo u, en el mes m.
Hm: Horas del mes m.
IMRm,u: Ingreso Mensual Regulado para remunerar el activo u, durante el mes m, tal como se define en el numeral 1.6 de este Anexo. Para la aplicación de esta metodología, siendo p el mes de inicio de su aplicación, las Horas a Compensar para cada mes, en el periodo desde p-11 hasta p-1, HCp-i,u, son iguales a cero y por consiguiente el total de horas compensadas por el activo u, en ese mismo periodo, THCp-1,u también es igual a cero.
1.8.2 Compensaciones por Energía No Suministrada o por dejar No Operativos otros Activos
Las compensaciones que deberán ser asumidas por el OR de los activos cuya indisponibilidad ocasione Energía No Suministrada o que otros activos queden no operativos, se calcularán con base en lo descrito en este numeral. Los OR estimarán la Energía No Suministrada (ENS) para cada una de las horas q de duración de la indisponibilidad y estimarán el porcentaje (PENSq) que ella representa frente a la predicción horaria de demanda para el Mercado de Comercialización. Para determinar el valor de la compensación se utilizará una de las siguientes tres condiciones: 1. Si para el activo u, en el mes m, las Horas de Indisponibilidad Acumulada son menores o iguales que las Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad Ajustadas (HIDAm,u ≤ MHAIAm,u) y, durante todas las horas de la indisponibilidad i de este activo, el porcentaje de Energía No Suministrada (PENSq) es inferior al 2%, el valor de la compensación para la indisponibilidad i, es igual a cero. 2. Si para el activo u, en el mes m, las Horas de Indisponibilidad Acumulada son mayores que las Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad Ajustadas (HIDAm,u > MHAIAm,u) y, durante todas las horas de la indisponibilidad i, de este activo, el porcentaje de Energía No Suministrada (PENSq) es inferior al 2%, el valor de la compensación por dejar no operativos otros activos r, CANOi,m,u, se obtiene de la siguiente forma:
CANOi,m,u: Compensación del activo u, por la indisponibilidad i, en el mes m, por Energía No Suministrada o por dejar no operativos otros activos.
IMRm,r : Ingreso Mensual Regulado para remunerar el activo r, durante el mes m, tal como se define en el numeral 1.6 de este Anexo.
Hi,u: Número de horas afectadas por la indisponibilidad i del activo u.
ENSq: Máximo valor de la Energía No Suministrada en una cualquiera de las horas q, enteras o fracción, de duración de la indisponibilidad i, del activo u.
CROq: Costo Incremental Operativo de Racionamiento de Energía, definido y calculado por la UPME, correspondiente al escalón donde se encuentre el porcentaje de Energía No Suministrada, durante la hora q.
CANOm,u: Compensación del activo u, en el mes m, por Energía No Suministrada y/o por dejar no operativos otros activos.
PENSq: Porcentaje de la Energía No Suministrada, durante la hora q, por causa de la indisponibilidad i, del activo u.
1.8.2.1 Transición para adicuación de los sistemas
Para las áreas de un STR se tendrá en cuenta el siguiente procedimiento:
i. Dentro de los seis meses siguientes a la entrada en vigencia de la presente Resolución, el respectivo OR deberá presentar a la UPME un estudio de alternativas para mitigar el riesgo de fallas en el suministro de energía en las áreas que se encuentren en la condición citada, dentro del Mercado de Comercialización atendido por el OR.
ii. La UPME, con base en los criterios de evaluación para nuevos proyectos en el SIN, definirá la viabilidad de las alternativas planteadas y confirmará el plazo para su ejecución de acuerdo con lo planteado por el OR.
iii. Si la UPME no considera viable ninguna de las alternativas planteadas y no sugiere otra factible, para los activos que atienden la citada área no se considerará la compensación por Energía No Suministrada.
iv. Si se tiene una alternativa con el visto bueno de la UPME, la compensación por Energía No Suministrada la empezará a liquidar el LAC a partir de la fecha que haya confirmado la UPME para la entrada en operación del nuevo proyecto.
1.9 Ingreso Mensual Ajustado.
El LAC calculará mensualmente el valor total de compensaciones que se descontará del Ingreso Mensual de cada OR j, tal como se muestra a continuación:
CALj,m : Suma de los valores que debe compensar el OR j por incumplimiento de lo establecido en este Anexo, en el mes m.
CIMm,u : Compensación por incumplimiento de metas, del activo u, en el mes m.
PUu: Fracción del costo de la UC u, que es remunerada vía cargos por uso.
IMRm,u : Ingreso Mensual Regulado para remunerar el activo u, durante el mes m.
IMRTm,u: Ingreso Mensual Temporal para el activo u, en el mes m, mientras el activo u esté indisponible por las causas citadas en el numeral 1.7.
CANOm,u: Compensación del activo u, en el mes m, por Energía No Suministrada o por dejar no operativos otros activos.
CANOPm-1: Valor de la compensación por Energía No Suministrada o por dejar no operativos otros activos que quedó pendiente por descontar en el mes m-1.
aj: Número de activos del OR j., que se encuentra en cada una de las situaciones descritas.
1.10 Límite de los valores a compensar
El valor total a descontar en el mes m, al OR j, por concepto de compensaciones por Energía No Suministrada o por dejar no operativos otros activos, no podrá superar el 60% de la suma de los ingresos antes de compensaciones. Si el valor a descontar fuere mayor a dicho porcentaje, el saldo pendiente se deducirá durante los siguientes meses verificando que no se supere el tope del 60%. Lo compensado en un año calendario por este concepto, para cada OR j, estará limitado a un valor equivalente al 10% de los ingresos estimados para el mismo Operador en ese año. El valor acumulado en doce meses de las compensaciones por indisponibilidades relacionadas con el incumplimiento de las metas, establecidas en el numeral 1.2 de este Anexo, no deberá superar el 20% del acumulado para los mismos doce meses del ingreso mensual regulado estimado para un OR. Con el objeto de verificar este límite, el LAC calculará mensualmente para cada OR las siguientes variables:
IARj,m: Ingreso Anual Regulado para el OR j, calculado hasta el mes m.
CAIMm,j: Acumulado durante los últimos doce meses de las Compensaciones originadas en incumplimiento de metas para el OR j, calculado hasta el mes m.
CIMm,u: Compensaciones por incumplimiento de metas, del activo u en el mes m.
n: Mínimo entre 12 y el número de meses completos de operación comercial del activo u, incluido el mes m.
aj: Número de activos del OR j. Si para un mes m se obtiene que el LAC liquidará al OR j, en el mes m y en los meses siguientes mientras se cumpla esta condición, un valor equivalente a mínimo el 80% del Ingreso Mensual Regulado, IMRm,j y, de acuerdo con lo dispuesto en el Artículo 59 de la Ley 142 de 1994, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios lo podrá considerar como causal de toma de posesión por no prestar el servicio con la calidad debida.
2 Calidad del Servicio de Distribución en el SDL
La calidad del servicio de los sistema de distribución local, SDL, se evaluará trimestralmente en términos de la Calidad Media brindada a sus usuarios conectados al Nivel de Tensión 1 y, en forma agregada, a sus usuarios conectados a los Niveles de Tensión 2 y 3, comparada con una Calidad Media de Referencia. Para el efecto, dichas Calidades Medias se expresarán como un Índice de Discontinuidad que relaciona la cantidad promedio de Energía No Suministrada (ENS) por cada unidad de Energía Suministrada (ES) por un OR. En función de la mayor o menor cantidad de ENS durante un trimestre específico, el OR será objeto de aplicación de un Esquema de Incentivos el cual, de manera respectiva, le hará disminuir su Cargo por Uso del correspondiente Nivel de Tensión, o le permitirá aumentarlo durante el trimestre inmediatamente siguiente a la evaluación. El esquema de incentivos se complementará con un esquema de compensaciones a los usuarios “peor servidos” el cual busca disminuir la dispersión de la calidad prestada por el OR en torno a la calidad media, garantizando así un nivel mínimo de calidad a los usuarios. En este aparte del Anexo se definen todos los conceptos que se requieren para crear el esquema anteriormente descrito, y los elementos que conformarán el Sistema de Información que permitirá su aplicación, así:
2.1 Interrupciones del Servicio de Energía
Para las Interrupciones del servicio de energía se establece su clasificación y las excepciones que se tendrán en cuenta para la aplicación del Esquema de Incentivos y Compensaciones.
2.1.1 Clasificación de las Interrupciones
Teniendo en cuenta el tipo de las interrupciones, independientemente de su duración o del número de fases de cada circuito o transformador afectadas, éstas se clasifican así:
a) No Programadas: Son aquellas interrupciones que obedecen a Eventos No Programados por el OR y que suceden por situaciones no preestablecidas por él.
b) Programadas: Son aquellas interrupciones que obedecen a Eventos Programados por el OR a efectos de realizar expansiones, remodelaciones, ampliaciones, mejoras, mantenimientos preventivos y/o mantenimientos correctivos, etc. en sus redes, instalaciones y/o equipos.
c) Causadas por Terceros:
ii. Eventos de activos pertenecientes al STN y al STR.
iii Interrupciones por seguridad ciudadana solicitadas por organismos de socorro o autoridades competentes.
Para el cálculo de los Índices de Discontinuidad y demás componentes que conforman las fórmulas que se establecen más adelante, no se tendrán en cuenta las siguientes interrupciones:
a) Las clasificadas como Causadas por Terceros en el literal c) del numeral 2.1.1 de este anexo.
b) Las debidas a catástrofes naturales, tales como Erosión (Volcánica, Fluvial o Glacial), Terremotos, Maremotos, Huracanes, Ciclones y/o Tornados.
c) Las debidas a actos de terrorismo.
d) Las debidas a Acuerdos de Calidad en las Zonas Especiales.
e) Suspensiones o cortes del servicio por incumplimiento del contrato de servicios públicos por parte del usuario.
f) Suspensiones o cortes del servicio por programas de limitación del suministro al comercializador.
g) Trabajos en Subestaciones que respondan a un Programa Anual de Reposición y/o Remodelación para Exclusiones, presentado al inicio de cada año a la SSPD, y cuyos cortes hayan sido informados a los usuarios afectados con una anticipación no menor a ocho días mediante publicación en un medio de comunicación masivo disponible en la región o área afectada.
2.2 Grupos de Calidad para la Medición
Los Grupos de Calidad se determinan de acuerdo con las siguientes reglas:
GRUPO 1: Circuitos, tramos o transformadores ubicados en Cabeceras municipales con una población superior o igual a 100.000 habitantes según último dato certificado por el DANE.
GRUPO 2: Circuitos, tramos o transformadores ubicados en Cabeceras municipales con una población menor a 100.000 habitantes y superior o igual a 50.000 habitantes según último dato certificado por el DANE.
GRUPO 3: Circuitos, tramos o transformadores ubicados en Cabeceras municipales con una población inferior a 50.000 habitantes según último dato certificado por el DANE.
GRUPO 4: Circuitos, tramos o transformadores ubicados en Suelo que no corresponde al área urbana del respectivo municipio o distrito. La ubicación física de la subestación determina el Grupo al cual pertenecen los Circuitos correspondientes a alimentadores primarios, que se encuentran conectados a la misma. Para transformadores de distribución, el Grupo a que pertenecen éstos estará determinado por la ubicación física del transformador de distribución.
2.3 Índices de la Discontinuidad del Servicio
A partir de la información histórica de interrupciones y demás datos consignados por los OR en la base de datos de Calidad de Transformadores del SUI, la CREG calculará un nivel de referencia de la calidad de cada OR denominado Índice de Referencia Agrupado de la Discontinuidad (IRAD). Las mejoras o desmejoras en la calidad del servicio prestado por cada OR, con respecto a ese nivel de referencia, serán determinadas trimestralmente comparando el IRAD contra un Índice Trimestral Agrupado de la Discontinuidad (ITAD), calculado por el OR, el cual representa el nivel de calidad del servicio prestado durante el trimestre de cálculo. Estos Índices se estimarán por Nivel de Tensión, en forma independiente para el Nivel de Tensión 1 y en forma agregada para los Niveles de Tensión 2 y 3. Mientras el OR dispone de los requisitos para dar inicio a la aplicación del Esquema de Incentivos y/o Compensaciones establecidos en el numeral 2.6.2 deberá aplicar únicamente el Esquema de Compensaciones establecido en el numeral 2.4.3.
2.3.1 Cálculo del Índice de Referencia Agrupado de la Discontinuidad
El Índice de Referencia Agrupado de la Discontinuidad (IRADn) se calcula para cada OR a partir de la información que reportó en la base de datos del SUI acerca de los eventos ocurridos en su sistema durante los años 2006 y 2007. Este Índice se establecerá mediante Resolución particular aplicando la siguiente expresión:
IRADn: Índice de Referencia Agrupado de la Discontinuidad, que representa el nivel promedio de Discontinuidad del servicio que percibieron los usuarios del OR conectados al Nivel de Tensión n, durante los años 2006 y 2007.
IRGn,q,k: Índice de Referencia de la Discontinuidad por Grupo de Calidad q, en el año k y en el Nivel de Tensión n
G: Cantidad de grupos de calidad en los que el OR tiene usuarios
k: Años de referencia en donde k1=2006 y k2=2007 El Índice de Referencia de la Discontinuidad por Grupo de Calidad (IRGn,q,k) se obtiene mediante la siguiente expresión:
NRGn,q,k: Nivel de Discontinuidad de Referencia por Grupo de Calidad, medido en kWh, que considera las interrupciones en cada grupo de calidad q, del Nivel de Tensión n, en el año k.
VTn,q,k: Ventas de energía del OR respectivo en el Nivel de Tensión n y el grupo de calidad q, para el año k, en kWh, según información reportada por el OR en la base de datos comercial del SUI. El Nivel de Discontinuidad de Referencia por Grupo de Calidad (NRGn,q,k) se halla mediante la siguiente expresión:
NRTn,t,q,k: Nivel de Referencia de las interrupciones por Transformador, medido en kWh, de cada transformador t, que pertenece al grupo de calidad q, del Nivel de Tensión n, para el año k.
Nn,q, ,k: Número total de transformadores del respectivo OR del Nivel de Tensión n y del grupo de calidad q, durante el año k. El Nivel de Referencia de las interrupciones por Transformador (NRTn,t,q,k) se calcula como se muestra a continuación:
DRTn,t,q,k: Duración de Referencia, calculada como la sumatoria en horas de las interrupciones del transformador t, perteneciente al grupo de calidad q y al Nivel de Tensión n, durante el año k.
EPUn,q,k: Energía promedio consumida en kWh/hora por los usuarios del grupo de calidad q, del Nivel de Tensión n, durante el año k, según información reportada por el OR en la base de datos comercial del SUI.
NUn,t,q,k: Número promedio de usuarios del transformador t, del Nivel de Tensión n y del grupo de calidad q, durante el año k.
2.3.2 Cálculo del Índice Trimestral Agrupado de la Discontinuidad
El Índice Trimestral Agrupado de la Discontinuidad (ITADn,p) es el Índice medio de la calidad del servicio prestado por un OR y es calculado por el OR a partir de los registros de las interrupciones consignadas en la base de datos de calidad del SUI ocurridas en su sistema de distribución durante el trimestre de evaluación. El ITADn,p se calcula trimestralmente, para cada OR, como sigue:
ITADn,p: Índice Trimestral Agrupado de la Discontinuidad, que representa el nivel promedio de Discontinuidad del servicio que percibieron todos los usuarios de un OR conectados al Nivel de Tensión n, durante el trimestre p.
ITGn,q,p: Índice Trimestral de Discontinuidad por Grupo de Calidad q, en el Nivel de Tensión n y en el trimestre p.
G: Cantidad de grupos de calidad en los que el OR tiene usuarios.
p: Trimestre de cada año, para el que se elabora el cálculo. (1 de enero a 31 de marzo, 1 de abril a 30 de junio, 1 de julio a 30 de septiembre y 1 de octubre a 31 de diciembre). El Índice Trimestral de Discontinuidad por Grupo de Calidad (ITGn,q,p) se obtiene de la siguiente manera:
NTG n,q,p: Nivel de Discontinuidad Trimestral por Grupo de Calidad, medido en kWh, que considera las interrupciones en cada grupo de calidad q, del Nivel de Tensión n, durante el trimestre p.
VT n,q,p: Ventas de energía del OR respectivo en el Nivel de Tensión n y en el grupo de calidad q, para el trimestre p, en kWh, según información reportada por el OR en la base de datos comercial del SUI. El Nivel de Discontinuidad Trimestral por Grupo de Calidad (NTGn,q,p) mediante la siguiente expresión:
NTTn,t,q,p: Nivel Trimestral de las interrupciones por Transformador, medido en kWh, de cada transformador t, que pertenece al grupo de calidad q y al Nivel de Tensión n, para el trimestre p.
Nn,q: Número total de transformadores del Nivel de Tensión n y del grupo de calidad q del respectivo OR. El Nivel Trimestral de las interrupciones por Transformador (NTTn,t,q,p) se calcula como se muestra a continuación:
DTTn,t,q,p: Duración Trimestral, calculada como la sumatoria en horas de las interrupciones del transformador t, perteneciente al grupo de calidad q y al Nivel de Tensión n, durante el año k.
EPU n,q,p: Energía promedio consumida en kWh/hora por los usuarios del Nivel de Tensión n y del grupo de calidad q durante el trimestre p, según información reportada por el OR en la base de datos comercial del SUI.
NU n,t,q,p: Número promedio de usuarios del transformador t, del grupo de calidad q, durante el trimestre p.
2.4 Esquema de Incentivos y Compensaciones a la Calidad del Servicio de Distribución de Energía Eléctrica
De acuerdo con el resultado de la evaluación del desempeño trimestral de cada OR sobre la calidad media del servicio prestado en el Nivel de Tensión 1, o en los Niveles de Tensión 2 y 3, el Cargo por Uso de cada mes, Dtn,m, podrá ser ajustado en un valor que representa un Incentivo por Variación Trimestral de la Calidad (DDt) durante el trimestre evaluado. El incentivo deberá ser otorgado al OR del SDL que atiende a los usuarios a los cuales se les aplicó el incentivo, por lo tanto no afecta los ingresos de los operadores del STR. El DtA, Cargo por Uso Ajustado por Incentivo, se estimará utilizando la siguiente expresión:
DtAn,m: Cargo por Uso Ajustado por Incentivo aplicable en el mes m, para los usuarios del Nivel de Tensión n, en $/kWh.
Dtn,m : Cargo por Uso aprobado al OR mediante Resolución CREG aplicable en el mes m, para los usuarios del Nivel de Tensión n, en $/kWh.
DDtn,m: Incentivo al OR aplicable a los usuarios del Nivel de Tensión n, durante el mes m, en $/kWh.
2.4.1 Cálculo del Incentivo por Variación Trimestral de la Calidad
La estimación del Incentivo por Variación Trimestral de la Calidad, DDtn,m, ($/kWh) que tendrá un OR por la gestión de la calidad promedio de su sistema de distribución, se establecerá para cada Nivel de Tensión n aplicando la siguiente expresión:
DDtn,m: Incentivo por Variación Trimestral de la Calidad para el OR durante el mes m, aplicable al Cargo por Uso del Nivel de Tensión n, en $/kWh.
IRADn: Índice de Referencia Agrupado de la Discontinuidad.
ITADn,p m-4 : Índice Trimestral Agrupado de la Discontinuidad, estimado con base en la información de calidad del trimestre p al cual pertenece el mes m-4.
CROm-1: Costo de Racionamiento CRO1 calculado por la UPME para el mes m-1. La aplicación por primera vez del Incentivo por Variación Trimestral de la Calidad, DDtn,m, se hará a partir del quinto mes después de iniciado el esquema de Incentivos y Compensaciones por parte del OR. El OR será el encargado del cálculo de los Incentivos que hacen parte de este numeral y deberá trimestralmente elaborar un documento que soporte dichos cálculos. Si en un año determinado, la reducción neta del ingreso del OR por efecto de la aplicación de los Incentivos y Compensaciones a usuarios “peor servidos” supera el veinte por ciento (20%) de sus ingresos por Cargos por Uso correspondientes al año inmediatamente anterior, la SSPD lo tendrá como una causal de intervención, de acuerdo con lo dispuesto por la Ley 142 de 1994 y demás normas aplicables. Cuando la SSPD tome posesión del OR por estos efectos, se suspenden la aplicación del Esquema de Incentivos y Compensaciones por el término máximo de un (1) año, sin perjuicio del derecho de los usuarios de reclamar ante el OR la indemnización de daños y perjuicios, de acuerdo con lo establecido en el Artículo 137 de la Ley 142 de 1994.
2.4.2 Banda de Indiferencia para la aplicación del Incentivo
Se establecerá una Banda de Indiferencia dentro de la cual se considera que las variaciones de la Calidad Media dentro de este intervalo no representan mejoras o desmejoras de la Calidad Media como respuesta a la gestión del OR y por lo tanto el Incentivo por Variación Trimestral de la Calidad dentro de este rango, DDtn,m, se hará igual a cero. Los valores que determinan los extremos de la Banda de Indiferencia corresponderán a la Calidad Media alcanzada por el OR durante el año 2006 y durante el año 2007.
Si
IRGPn,q: Promedio de los Índices de Referencia de la Discontinuidad por Grupo de Calidad, de los años 2006 y 2007, del nivel de tensión n y del grupo de calidad q.
IRGn,q,k: Índice de Referencia de la Discontinuidad por Grupo de Calidad q del nivel de tensión n durante el año k.
Entonces:
2.4.3 Compensación del Usuario “Peor Servido”
Todo OR cuyo Incentivo por Variación Trimestral de la Calidad, DDtn,m sea mayor que cero, o se haga igual a cero por la aplicación del numeral 2.4.2, deberá compensar a cada uno de los usuarios conectados a los transformadores, en los cuales el Índice Trimestral de la Discontinuidad por Transformador (ITTn,t,q,p) resulte mayor que el Promedio de los Índices de Referencia de la Discontinuidad por Grupo de Calidad (IRGPn,q,), del grupo en el cual se ubica el transformador, aplicando un Valor a Compensar VCn,t,m estimado mediante la siguiente expresión: Cuando:
ITTn,t,q,p: Índice Trimestral de la Discontinuidad por transformador t del Nivel de tensión n perteneciente al grupo de calidad q durante el trimestre p.
IRGPn,q: Promedio de los Índices de Referencia de la Discontinuidad por Grupo de Calidad, de los años 2006 y 2007, del nivel de tensión n y del grupo de calidad q. Y siendo:
DTTn,t,q,p: Duración Trimestral de las interrupciones por Transformador, medida en horas, para el transformador t, del Nivel de Tensión n y perteneciente al grupo de calidad q, durante el trimestre p.
EPU n,t,q,p: Energía promedio consumida en kWh/hora por los usuarios del transformador t, del Nivel de Tensión n y del grupo de calidad q durante el trimestre p.
VT n,t,q,p: Ventas de energía del OR en el transformador t, del Nivel de Tensión n y en el grupo de calidad q, para el trimestre p, en kWh.
2.4.4 Contratos de Calidad Extra
Adicionalmente a la aplicación del Esquema de Incentivos y Compensaciones descrito, los usuarios conectados a Niveles de Tensión 2 y 3, si así lo estiman conveniente, podrán negociar Contratos de Calidad Extra con el OR que le presta el servicio de distribución de electricidad. La negociación de estos contratos considerará la posibilidad de realizar un acuerdo de mayor pago por el servicio de distribución, a cambio de garantizar condiciones de continuidad mejores a las establecidas en esta Resolución en cuanto a la duración de las interrupciones. En estos contratos también se podrán pactar condiciones de mejor calidad en términos de la cantidad de las interrupciones.
2.5 Información Básica para la Aplicación del Esquema de Incentivos
La información básica para la aplicación del esquema de incentivos y la estimación de los Índices, Incentivos y Compensaciones debe ser medida, registrada y reportada de acuerdo con lo que se establece en este numeral.
2.5.1 Medición de las Interrupciones
Para consignar las interrupciones del servicio, cada OR deberá disponer de equipos de telemedición que reporten a su Sistema de Gestión de la Distribución (Centro de Control) la fecha y hora de inicio y de finalización de cada interrupción. Estos equipos deberán estar instalados en todos los equipos de corte y maniobra de los alimentadores que componen la red del OR. El Sistema de Gestión de la Distribución mencionado debe componerse de un sistema SCADA y de un servicio de Contact Center a través del cual los usuarios puedan realizar el reporte de fallas del servicio, y por lo tanto recibirá y almacenará la información de todas las interrupciones del servicio. Una vez el OR disponga del Sistema de Gestión de la Distribución que le permita dar inicio a la aplicación del Esquema de Incentivos y Compensaciones, previo cumplimiento de los requisitos establecidos en el numeral 2.6.2, podrá solicitar a la CREG, por una única vez durante el período tarifario asociado a la vigencia de la presente Resolución y mediante el procedimiento de Actualización de Cargos por la Puesta en Servicio de Nuevos Activos, la inclusión de los activos que conforman el Sistema de Gestión de la Distribución, siempre y cuando estos no se encuentren dentro del inventario de activos utilizado para la definición de sus cargos. Los registros originales de la información obtenida de esta gestión integrada deberán mantenerse disponibles por un período no inferior a dos años y ser utilizados durante las auditorias que se realicen a la información del OR. A efectos de garantizar la confiabilidad de la medición y de la información resultante, además de lo anteriormente establecido, el OR deberá obtener una Certificación de sus Procesos Operativos de Distribución y de Calidad del Servicio.
2.5.2 Registro y Reporte de la Información de las Interrupciones
El registro de las interrupciones medidas de acuerdo con lo establecido en el numeral 2.5.1 debe responder a un protocolo el cual garantice que, de manera veraz y verificable, el OR mantenga un seguimiento cronológico de todas las interrupciones que suceden a nivel de circuito, tramo de circuito y/o a nivel de transformador, y toda la información sobre los mismos que se considera relevante, tanto para la aplicación del esquema como para el análisis estadístico de la operación de los sistemas de distribución. Los tramos de circuito se definen como las secciones de cada circuito comprendidas entre dos puntos definidos por la existencia de un equipo de corte y maniobra. Los protocolos del registro deben ser diseñados por cada OR y contar con un Certificado de Gestión de Calidad expedido por un Organismo de Certificación Acreditado o reconocido a través de acuerdos de reconocimiento mutuo por la Superintendencia de Industria y Comercio, cuyo alcance sea el descrito en este numeral. Esta certificación debe permanecer vigente y su incumplimiento, además de no permitir la aplicación del esquema de incentivos, será causal de investigación por parte de la SSPD. La información relevante a registrar para cada interrupción del servicio será la siguiente:
2.5.2.1 Origen y Causa de la Interrupción
Se debe registrar la red de origen del evento, es decir STN, STR o SDL. Para las interrupciones originadas en el SDL debe identificarse el activo en el cual se presentó la falla y el Nivel de Tensión al cual se encuentra conectado. En todos los casos, se debe describir la causa de la falla correspondiente.
2.5.2.2 Clasificación de la Interrupción
Una vez registrada cada Interrupción, esta se debe clasificar de acuerdo con lo establecido en el numeral 2.1.1. El OR afectado por un evento de terrorismo, deberá declarar oficialmente ante la SSPD la ocurrencia del mismo, será responsable por tal declaración y mantener el soporte que la justifique. Así mismo, si se prevé que la interrupción causada por el evento tendrá una duración superior a los tres (3) días a partir de su ocurrencia, el OR tendrá que informar a los Usuarios antes de transcurridos dos (2) días de la ocurrencia del evento, mediante publicación en un medio de comunicación masivo disponible en la región o área afectada. Cuando se presenten interrupciones Programadas, éstas deben ser informadas con una antelación mínima de 48 horas a través de cualquier medio de comunicación masivo que garantice la adecuada información de los usuarios afectados. El incumplimiento de cualquiera de los anuncios aquí exigidos será causal de investigación por parte de la SSPD.
2.5.2.3 Duración de la Interrupción
La información registrada y almacenada en el Sistema de Gestión de la Distribución será la fuente para la estimación de la duración de las interrupciones, las cuales se calculan como la diferencia entre la hora de finalización y la hora de inicio registrada en el Sistema. Todas las interrupciones menores a un (1) minuto deberán incluirse en los cálculos de la duración y registrarse de manera independiente.
2.5.2.4 Información Complementaria Mensual
Mensualmente, para cada evento registrado, se debe además registrar la siguiente información:
a) Código de cada circuito, tramo de circuito y transformador.
b) Nombre y Código de la Subestación que alimenta cada circuito.
c) Número de usuarios conectados en cada circuito, tramo de circuito y transformador.
d) Ventas de energía en cada circuito y en cada transformador.
e) Voltaje nominal de cada circuito y relación de transformación de cada transformador.
f) Grupo de Calidad al que pertenece cada circuito, tramo de circuito y transformador.
g) Longitud de cada circuito.
h) Georreferenciación de cada circuito y de cada transformador.
i) Demás información solicitada por el SUI. Toda la información registrada deberá mantenerse salvaguardada por un término mínimo de dos (2) años, junto con los soportes requeridos en caso de Exclusiones. Se deben además mantener, por el mismo término, los anuncios correspondientes a Interrupciones Programadas.
2.5.2.5 Reporte de la Información de las Interrupciones
Los reportes de información de calidad de cada OR al SUI, en los formatos y condiciones que para el efecto se determinen mediante circular, serán mensuales y corresponderán como mínimo a la información registrada de acuerdo con lo establecido en este numeral. De todas formas, los reportes en la base de datos de Calidad de Transformadores deberán reflejar las interrupciones presentadas tanto por el transformador como por los circuitos, o tramos de circuitos, que lo alimenten. Una vez el OR calcule los Índices, Incentivos y Compensaciones correspondientes, debe informarlos al Comercializador en un plazo máximo de dos (2) días para efectos de que este último los considere en la facturación del mes respectivo. En caso de que el OR no reporte la información en los tiempos establecidos en este anexo, se considerará un incumplimiento a la calidad del servicio por parte del OR y por lo tanto la CREG solicitará la respectiva investigación a la SSPD. De otra parte, el LAC será receptor directo de la información original producida en el Sistema de Gestión de la Distribución de cada OR y para tal fin deberá interrogar directamente la base de datos de calidad de cada uno. Con base en esta Base de Datos y las clasificaciones reportada por el OR al SUI, el LAC realizará un cálculo paralelo de los Índices, Incentivos y/o Compensaciones el cual se usará como información comparativa durante los procesos de auditoría a la información. Para el efecto, el LAC será un usuario de la información de calidad consignada en el SUI. De acuerdo con lo anterior, el OR deberá contar con un sistema de telecomunicación entre su Sistema de Gestión de la Distribución y el LAC.
2.5.3 Estimación Trimestral de la Discontinuidad y del Incentivo correspondiente
Trimestralmente, con base en la información mensual reportada al SUI, el OR estimará los Índices establecidos en esta Resolución, y demás componentes de las fórmulas correspondientes, a fin de determinar los Incentivos y Compensaciones a aplicar. Para el efecto, el OR tendrá hasta el día 14 de cada mes para realizar los cálculos necesarios para estimar el Cargo por Uso Ajustado por Incentivo, DtA, y los valores a compensar a los usuarios “peor servidos”, los cuales aplicará al mes siguiente.
2.5.4 Auditorías
Los OR deben contratar, con firmas de reconocido prestigio, dos tipos de auditorías así:
2.5.4.1 Auditoría de cumplimiento de requisitos para iniciar la aplicación del Esquema de Incentivos y/o Compensaciones.
Para dar inicio a la aplicación del Esquema de Incentivos y/o Compensaciones, el OR deberá contratar una firma auditora para que certifique el cumplimiento de los requisitos establecidos en el numeral 2.6.2.
2.5.4.2 Auditoría a la Información
Cuando lo CREG lo solicite, el OR debe contratar una auditoría a la información registrada y reportada sobre las interrupciones del servicio, así como de los soportes que dieron lugar a exclusiones, haciendo especial énfasis en las inconsistencias detectadas entre la información en poder del LAC y la información utilizada por el OR. Para el efecto, el OR debe mantener disponible toda la información correspondiente a los dos años anteriores a la ejecución de la auditoría. Adicionalmente, esta auditoría deberá verificar que la aplicación de los incentivos y compensaciones realizados por el OR correspondan con la calidad brindada por el OR, de acuerdo con la metodología expuesta en este anexo y que los valores de los Incentivos y Compensaciones se encuentra soportados en el documento de cálculo mencionado en los numerales 2.4.1 y 2.4.3. Los criterios con base en los cuales la CREG solicitará la ejecución de auditorías, así como las condiciones para su contratación, serán determinados en Resolución aparte. Los resultados de estas auditorías deberán ser entregados a la CREG y ésta solicitará las investigaciones respectivas a la SSPD cuando lo considere necesario.
2.6 Implementación del Esquema de Incentivos y Compensaciones
La implementación del esquema de Incentivos y Compensaciones descrito en este Anexo requiere del cumplimiento de los siguientes requisitos de Información y Definición de Procedimientos:
2.6.1 Información Inicial para el Cálculo del IRAD
Dentro de los tres (3) meses siguientes a la entrada en vigencia de esta Resolución, se adecuarán los aplicativos del SUI necesarios para reportar la información definida en el numeral 2.5.2. Cumplido este plazo, el OR dispondrá de máximo tres (3) meses para revisar, validar y complementar la información de calidad de los años 2006 y 2007 previamente consignada en el SUI, acorde con los aplicativos que fueron objeto de adecuación y con las disposiciones y procedimientos que para tal fin establezca la SSPD. Mediante circular conjunta SSPD-CREG, se informarán las modificaciones y/o adecuaciones que serán requeridas. De todas formas, estas últimas deberán surtir el proceso de justificación y autorización establecido por el SUI. Con base en esta información, la CREG estimará el Índice de Referencia Agrupado de la Discontinuidad (IRADn), los Índices de Referencia Agrupados de la Discontinuidad para cada año de referencia (IRADn,k), así como el Promedio de los Índices de Referencia de la Discontinuidad por Grupo de Calidad (IRGPn,q) requeridos para su aplicación. La CREG expedirá las correspondientes resoluciones particulares en un plazo máximo de dos (2) meses contado a partir del momento en el que se disponga de toda la información del OR.
2.6.2 Requisitos para Iniciar la Aplicación del Esquema de Incentivos y Compensaciones
El inicio de la aplicación del Esquema de Incentivos y Compensaciones se dará para cada OR una vez cumpla los requisitos establecidos en este numeral. Sin perjuicio de lo anterior, el OR contará con un plazo máximo de doce (12) meses, contados a partir de la fecha de entrada en vigencia de esta Resolución, para iniciar la aplicación del Esquema de Incentivos y Compensaciones establecido en este Anexo. El incumplimiento de estos requisitos, y por tanto la imposibilidad de empezar a aplicar el Esquema después de la fecha indicada, será considerado un incumplimiento a la calidad del servicio y por lo tanto la CREG solicitará la respectiva investigación a la SSPD. Para que pueda dar inicio a la aplicación del Esquema de Incentivos y Compensaciones, el OR deberá dar cumplimiento a los siguientes requisitos informando a la SSPD los resultados de la auditoría que para el efecto debe contratar, como se indica en el numeral 2.5.4 de esta Resolución.
a) Vinculación de usuarios a transformadores y circuitos. Este requisito debe estar cumplido de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 070 de 1998 y solicitado en la circular conjunta SSPD-CREG No. 002 de 2003 o demás que la complementen, modifiquen o sustituyan.
b) Servicio de Contact Center y de Centro de Control como parte de su Sistema de Gestión de la Distribución.
c) Telemedición en elementos de corte y maniobra instalados en cada alimentador de la red. El OR podrá dar inicio sin el cumplimiento total de este requerimiento pero los reportes de operación de los equipos de corte y maniobra que no tengan telemedición no se tendrán en cuenta para efecto del cálculo de los incentivos y compensaciones, y en su lugar se asignará a cada uno de los transformadores del circuito el reporte del transformador que haya presentado el mayor número de horas interrumpidas.
d) Permiso al LAC para tener acceso directo a la Base de Datos de Interrupciones registradas en el sistema de Gestión de la Distribución de cada OR.
e) Sistema de Medición y Protocolos de Registro y Reporte del OR certificados.
2.7 Responsabilidades de información sobre la calidad del SDL
2.7.1 Responsabilidades por parte del OR
a) Por lo menos una vez al año y antes del inicio del esquema de Incentivos y compensaciones, el OR deberá entregar al comercializador, para que éste publique en la factura del usuario, un anexo informativo sobre la forma cómo funciona el Esquema de Incentivos y Compensaciones a la Calidad del Servicio de Distribución Eléctrica.
b) Antes de comenzar la aplicación del Esquema de Incentivos y Compensaciones, el OR deberá suministrar al Comercializador los códigos de vinculación de usuarios a circuitos, tramos de circuitos y transformadores.
c) Mensualmente, el OR deberá informar al Comercializador la duración total de las interrupciones presentadas en cada transformador al cual se conecten usuarios atendidos por dicho Comercializador, así como el valor de los Incentivos y/o de las compensaciones correspondientes.
2.7.2 Responsabilidades por parte Comercializador
En cada factura que emita el Comercializador a sus usuarios deberá presentar la siguiente información, con base en la información entregada por el OR:
a) Código del transformador al cual se encuentra conectado el Usuario
b) Grupo de calidad al cual pertenece el transformador al cual se conecta el usuario
c) Duración total de las interrupciones presentadas durante cada mes del trimestre con base en el cual se está compensando y/o aplicando incentivo en dicha factura.
d) Valor a compensar cuando es un usuario “peor servido”. Complementariamente se deberá informar el valor de las variables CR y CMp utilizadas en el cálculo de la compensación.
e) Nombre y Dirección del Operador de Red del sistema al que se conecta el Usuario y el número telefónico para comunicar al Contact Center las interrupciones del servicio.
2.7.3 Solución de Diferencias en la Información
En caso de presentarse diferencias en la información reportada por los agentes o contabilizada por los usuarios, se aplicarán los siguientes procedimientos:
b) Si un usuario reporta al Comercializador las interrupciones que percibió, y éste encuentra diferencias en las reportadas en la factura solicitará al OR la aclaración respectiva.
c) A partir del recibo de la comunicación del Comercializador, el OR cuenta con un plazo máximo para responder de quince (15) días hábiles. Si vencido este plazo el OR no responde, ó no soporta las diferencias, ó si el OR responde la solicitud dentro del plazo señalado y existiesen valores a favor de los usuarios, el Comercializador realizará los ajustes necesarios en la siguiente factura que emita al usuario. A los pagos realizados con posterioridad a la solicitud deberán adicionarse los intereses correspondientes a la tasa bancaria corriente, certificada mensualmente por la Superintendencia Bancaria, sobre el valor de dicho pago. De todas formas, el usuario tendrá el derecho a presentar la reclamación respectiva al Comercializador de conformidad con lo dispuesto en la Ley 142 de 1994.
d) En caso de controversia entre el OR y el Comercializador, la carga de la prueba en contrario será a cargo del OR.
e) Si un Comercializador diferente al Comercializador integrado verticalmente con el respectivo OR ha registrado las interrupciones que experimentaron sus usuarios y encuentra diferencias en las reportadas por el OR en la factura de alguno de sus usuarios “peor servidos”, el Comercializador solicitará al OR la aclaración de las diferencias para lo cual se debe surtir el mismo procedimiento descrito en el literal c) de este numeral.
1. Pérdidas reconocidas por Nivel de Tensión
Las pérdidas reconocidas por nivel de tensión se determinarán de acuerdo con los siguientes criterios: Nivel de Tensión 4 (Pj,4) Se calculará un índice de pérdidas para cada STR en el Nivel de Tensión 4 y conexiones al STN, para reconocer la cantidad de la energía perdida, por aspectos técnicos de la red, respecto de la energía de entrada al Nivel de Tensión 4. El cálculo del índice de pérdidas técnicas en los STR y conexiones al STN lo efectuará XM Compañía de Expertos en Mercados S.A. E.S.P. a partir del modelamiento de la red Nivel de Tensión 3 (Pj,3) Se calculará un índice de pérdidas técnicas para el Nivel de Tensión 3 para cada sistema operado por un OR, para reconocer la cantidad de la energía perdida por aspectos técnicos de la red respecto de la energía de entrada al Nivel de Tensión 3, modelando la totalidad de la red con la información de redes y equipos de Nivel de Tensión 3 y sus curvas de carga entregados a la CREG de acuerdo con lo solicitado en la Circular CREG 015 de 2007. En caso de que no se cuente con la totalidad de la información de que trata la Circular 015 de 2007 de algún OR o de que se encuentren inconsistencias en la información presentada, se utilizará la mejor información disponible para el cálculo de las pérdidas. En caso de no contar con información de un OR y de conocer que dicho OR cuenta con infraestructura en el Nivel de Tensión 3, se le asignará un valor inferior en 0.5 puntos porcentuales al menor índice de pérdidas técnicas calculado para los otros OR en el país. Cuando un OR haya presentado un modelo con la simulación de la totalidad de su red en este nivel de tensión, se aprobará el índice resultante de dicha simulación siempre y cuando el modelo contenga la información reportada a la CREG en cumplimiento de lo solicitado en la Circular CREG 013 de 2007, cumpla con los parámetros técnicos estipulados en la regulación y la energía circulante por las redes de dicho nivel de tensión en un año no supere la energía de entrada a dicho nivel de tensión declarada por el OR (según el ANEXO 8). Nivel de Tensión 2 (Pj,2) Se calculará un índice de pérdidas técnicas para el Nivel de Tensión 2 para cada sistema operado por un OR, para reconocer la cantidad de la energía perdida por aspectos técnicos de la red respecto de la energía de entrada al Nivel de Tensión 2, modelando las redes típicas entregadas a la CREG de acuerdo con lo solicitado en la Circular CREG 015 de 2007. En caso de que no se cuente con la totalidad de la información de que trata la Circular 015 de 2007 de algún OR, de que el OR no haya presentado curvas de carga de Nivel de Tensión 2 o de que se encuentren inconsistencias en la información presentada, se utilizará la mejor información disponible para el cálculo de las pérdidas. En caso de no contar con información de un OR y de conocer que dicho OR cuenta con infraestructura en el Nivel de Tensión 2, se le asignará un valor inferior en 0.5 puntos porcentuales al menor índice de pérdidas técnicas calculado para los otros OR en el país. Cuando un OR haya presentado un modelo con la simulación de la totalidad de su red en este nivel de tensión, se aprobará el índice resultante de dicha simulación siempre y cuando el modelo contenga la información reportada a la CREG en cumplimiento de lo solicitado en la Circular CREG 013 de 2007, cumpla con los parámetros técnicos estipulados en la regulación y la energía circulante por las redes de dicho nivel de tensión en un año no supere la energía de entrada a dicho nivel de tensión declarada por el OR (según el ANEXO 8). Nivel de Tensión 1 (Pj,1) Para este Nivel de Tensión se calculará un índice, resultante del cálculo de pérdidas técnicas y pérdidas no técnicas reconocidas, para reconocer la cantidad de la energía perdida en este nivel respecto de la energía de entrada al mismo. El cálculo de las pérdidas técnicas se realizará para cada sistema, modelando la totalidad de los circuitos entregados por cada agente de acuerdo con lo solicitado en la Circular CREG 013 de 2007 según los siguientes parámetros:
2 Pérdidas No Técnicas No Reconocidas (PNTj,nr)
Pérdidas No Técnicas No Reconocidas se calculará con base en la siguiente expresión:
3 Determinación de los factores para referir al STN
Los factores de cada Nivel de Tensión para referir las medidas de energía al STN, considerando las pérdidas de energía eficientes de los STR o SDL, se determinarán, para cada OR, siguiendo las siguientes expresiones: Nivel de Tensión 4:
Pj,STN-3: Pérdidas para referir las medidas de energía del Nivel de Tensión 3 al STN. Corresponde a las pérdidas de transformación iguales a 0.23% Nivel de Tensión 2:
• Se realizará el cálculo de la inversión total de los activos necesarios para prestar el respaldo, valorada con las UC de la presente resolución.
• Se tomará el WACC reconocido para SDL.
• El valor del AOM será calculado a partir de la aplicación del % anual reconocido al OR en la remuneración de la actividad de distribución, para el nivel de tensión correspondiente, aplicada a la inversión requerida para la prestación del servicio de capacidad de respaldo. Cuando no se contrate el servicio de capacidad de respaldo, los OR no estarán obligados a garantizar la disponibilidad a ningún usuario. Los contratos de capacidad de respaldo se regirán por las siguientes normas: 1. Los Cargos aquí calculados por Disponibilidad de Capacidad de Respaldo de la Red son precios máximos. Las partes podrán negociar dicha tarifa. 2. El OR puede verificar en cualquier momento, las instalaciones del usuario que solicita el servicio de respaldo, para constatar la capacidad de respaldo requerida. 3. De encontrarse una diferencia entre la capacidad real y la capacidad de respaldo contratada, el OR podrá cobrar la diferencia correspondiente.
Fcti : Cargabilidad del Transformador i CapTi : Capacidad del transformador i (kVA) a reconocer como parte de la variable Inv_Cj,k,i de que trata el ANEXO 2 CapRi: Capacidad del transformador i (kVA) reportada por el OR.
Comi(CapAi): Capacidad del transformador comercial (kVA) inmediatamente superior al valor de la CapAi. CapAi: Capacidad de un transformador (kVA) cargado al 40% considerando la demanda de energía anual del transformador i. La cargabilidad del transformador se calculará según las siguientes expresiones:
Fcti : Cargabilidad del Transformador i.
Ppti: Potencia Pico calculada para el transformador i (kVA)
CapRi: Capacidad del transformador i (kVA) reportada por el OR.
Vtfi : Ventas de energía anuales ajustadas (kWh-año) para el transformador i del OR j.
f : Factor de potencia igual a 0,9
Fci: Factor de carga del transformador i, reportado por el OR en cumplimiento de lo solicitado en la Circular CREG 013 de 2007.
pi: Fracción de la energía perdida trasportada en el transformador i (pérdidas del cobre del transformador i más la fracción de pérdidas no técnicas reconocidas que pasa a través del mismo) referida a las ventas totales del Nivel de Tensión 1.
Fpi: Factor de pérdidas del transformador i.
EEj,1: Energía de entrada al Nivel de Tensión 1, del OR j, durante el año 2007.
VtN1 : Ventas totales de energía en el Nivel de Tensión 1 durante el 2007 en el sistema del OR j, en kWh-Año, reportadas al SUI.
PTj,1: Porcentaje de Pérdidas Técnicas del Nivel de Tensión 1. Fracción de energía perdida en este nivel de tensión (transformador y red) por aspectos técnicos respecto de la energía de entrada al mismo Nivel.
PTfei: Porcentaje de Perdidas en el Hierro del transformador i. Fracción de energía perdida en el hierro del transformador respecto de la energía de entrada al mismo Nivel, según lo establecido en las Normas NTC-818 y NTC-819.
PNTj,r: Porcentaje de Pérdidas No Técnicas Reconocidas al OR j, calculado según lo señalado en el ANEXO 11, con respecto a la energía de entrada en el Nivel de Tensión 1.
VTri: Ventas de energía del 2007 (kWh-año) registradas para los usuarios asociados con el transformador i, conforme a las reportadas al SUI.
VtN1: Ventas totales de energía del 2007 en el Nivel de Tensión 1 (kWh-año), reportadas al SUI en el Mercado de Comercialización respectivo.
CapN1: Capacidad nominal de la totalidad de los transformadores del Nivel de Tensión 1 (kVA) registrados en el SUI a 31 de diciembre de 2007.