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 CAPÍTULO 5 del Anexo General de la presente Resolución. Los OR podrán presentar UC especiales no contempladas 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 CAPÍTULO 3 del Anexo General de la presente Resolución.
g) Los usuarios que sean propietarios de Activos del Nivel de Tensión 1, o que pertenezcan a una propiedad horizontal propietaria de dichos activos, pagarán cargos de este nivel de tensión, descontando la parte del cargo que corresponda a la inversión.
h) Los usuarios conectados al Nivel de Tensión 1 de barrios subnormales pagarán cargos del Nivel de Tensión 2 o 3 dependiendo del Nivel de Tensión donde se encuentre conectado el transformador de distribución secundaria..
i) 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.
j) 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 (CAPÍTULO 3 del Anexo General de la presente Resolución).
k) El comercializador cobrará al Usuario los Cargos por Uso del Nivel de Tensión donde se encuentre conectado directa o indirectamente su sistema de medición.
l) 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 del OR 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.
m) Un Operador de Red será remunerado mediante cargos por uso por la totalidad de los activos de uso 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, en la forma en que quedó modificado por el artículo 143 de la Ley 1151 de 2007.
n) 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.
o) Los activos 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.
p) 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.
q) Los cargos máximos aprobados por parte de la Comisión estarán sujetos al régimen de libertad regulada.
r) Los ingresos que perciben los OR por concepto de contratos de capacidad de respaldo serán tenidos en cuenta en la próxima revisión tarifaria.
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:
1. Inventarios de activos de uso del Nivel de Tensión 4 y Activos de Conexión del OR al STN, remunerados mediante cargos por uso, operados por el OR.
2. Inventarios de activos de uso y activos de conexión al STR o SDL, remunerados mediante cargos por uso, operados por el OR en los Niveles de Tensión 3 y 2 y reportados a la CREG, y que hayan entrado en operación a la Fecha de Corte.
3. Identificación de las UC operadas por el OR cuyo valor no debe incluirse en el cálculo de los cargos en los términos del artículo 87 numeral 87.9 de la Ley 142 de 1994 en la forma en que quedó modificado por el artículo 143 de la Ley 1151 de 2007.
4. Áreas de los terrenos donde están ubicadas las subestaciones junto con su valor catastral.
5. Energía transportada en cada uno de los Niveles de Tensión, durante los doce meses que finalizan en la Fecha de Corte, de acuerdo con el CAPÍTULO 9 del Anexo General de la presente Resolución.
6. Energía registrada en todas las fronteras comerciales, durante los doce meses que finalizan en la Fecha de Corte.
7. Energía vendida por Nivel de Tensión, en cada Mercado de Comercialización, durante los doce meses que finalizan en la Fecha de Corte, reportada al SUI. Para Nivel de Tensión 1 se descontará la energía vendida en los barrios subnormales que deberá ser informada por el OR en su solicitud, aclarando si dicha energía se encuentra o no incluida en la reportada al SUI.
8. Información sobre las inversiones en Nivel de Tensión 1, obtenida a partir de las muestras estadísticas reportadas por cada OR.
9. Información de los transformadores con secundario de Nivel de Tensión 1, reportados al SUI en la base de datos de indicadores de calidad a la Fecha de Corte, excluyendo los que atienden usuarios de barrios subnormales. Estos activos a excluir deben ser identificados y reportados por el OR en su solicitud.
10. Información contable reportada al SUI para los cuatro años calendario que finalizan en la Fecha de Corte.
11. Información de indicadores de calidad registrada en el SUI, para los dos años calendario que finalizan en la Fecha de Corte.
12. Información sobre eventos en los activos del STR reportados por los OR.
13. Ingresos por la explotación de la infraestructura remunerada a través de cargos por uso, en otras actividades diferentes a la de distribución de energía eléctrica, durante los doce meses que finalizan en la Fecha de Corte.
Artículo 4. Información requerida para la aprobación de los cargos de los STR y SDL. Dentro de los treinta (30) días calendario siguientes a la fecha de entrada en vigencia de la presente Resolución los OR deberán someter a aprobación de la CREG, lo siguiente:
1. 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 2.1 del CAPÍTULO 2 del Anexo General de la presente Resolución.
2. Cargos Máximos de los Niveles de Tensión 3 y 2. Estos cargos deberán ser calculados de conformidad con la metodología descrita en el numeral 3.2 del Anexo General de la presente Resolución.
3. Cargos Máximos del Nivel de Tensión 1. Estos cargos deberán ser calculados de conformidad con la metodología descrita en el numeral 3.3 del Anexo General 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 y al STN y toda la información necesaria para la aprobación de cargos y que sea de su responsabilidad en los términos de esta resolución.
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 CAPÍTULO 6 del Anexo General de la presente Resolución.
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.
1. 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.
2. 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.
3. Cuando se trate de la unificación de los sistemas de dos o más OR, los costos y cargos para el nuevo sistema se calcularán:
b. Los cargos de los Niveles de Tensión 3 y 2 y las pérdidas de energía de cada nivel, ponderados con la energía útil de cada nivel de tensión utilizada en el cálculo de los cargos vigentes,
c. Los cargos del Nivel de Tensión 1 y las pérdidas de energía de este nivel, ponderados con base en las ventas en este nivel utilizadas para el cálculo de los respectivos cargos.
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 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 CAPÍTULO 11 del Anexo General de la presente Resolución. 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 y deberá compensar a sus usuarios “peor servidos”, con base en la metodología descrita en el CAPÍTULO 11 del Anexo General de la presente Resolución.
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 establecidas en el CAPÍTULO 4 del Anexo General de la presente Resolución.
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 6.1 del Anexo General 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 6.2 del Anexo General 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 CAPÍTULO 1 del Anexo General de la presente Resolución. Esta conformación de los STR se aplicará a partir del primer día del segundo mes calendario siguiente al de vigencia 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 CAPÍTULO 6 del Anexo General 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:
1. Justificar técnicamente la necesidad de cambio de Nivel de Tensión.
2. Obtener autorización del OR a cuyas redes se encuentra conectado el usuario cuando el cambio propuesto es en el sistema del mismo OR.
3. Si el usuario requiere mantener la instalación donde se encuentra conectado, deberá cumplir con lo establecido en el Artículo 14 de la presente resolución. Parágrafo 1. Los OR deben disponer de un estudio técnico, actualizado anualmente, que considere entre otros aspectos: pérdidas, regulación y calidad de su sistema que permita determinar, según la capacidad de conexión solicitada por un usuario, el nivel de tensión al cual debería conectarse, sujeto a que exista capacidad disponible en el punto de conexión solicitado. Cada vez que se actualiza dicho estudio debe ser publicado y sometido a comentarios de los terceros interesados, los cuales deberán ser resueltos por el OR. Parágrafo 2. El OR tendrá un plazo de quince (15) días hábiles para decidir sobre la solicitud de migración. La negación de la autorización deberá estar técnicamente justificada.
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 CAPÍTULO 13 del Anexo General de la presente Resolución. El OR deberá otorgar dicha disponibilidad, siempre y cuando tenga la capacidad disponible en su Sistema en el punto de conexión solicitado por el usuario, según el estudio establecido en el parágrafo 1 del Artículo 13 de la presente resolución.
Parágrafo 1. El procedimiento para la solicitud y viabilidad de conexión del usuario al sistema del OR, deberá cumplir con lo establecido en la Resolución CREG 070 de 1998 o las normas que la complementen, modifiquen o sustituyan.
Parágrafo 2. Los Cargos aquí calculados por Disponibilidad de Capacidad de Respaldo de la Red corresponden únicamente a la actividad de distribución de energía eléctrica e incluyen los activos actualmente utilizados para la prestación del servicio de respaldo.
Parágrafo 3. Cuando un usuario, para efectos del procedimiento de conexión establecido en el numeral 4.4.1 del Anexo General de la Resolución CREG 070 de 1998 o aquella que la modifique o sustituya, declare una potencia máxima requerida que no sea usada en su totalidad en un período de seis meses consecutivos, el OR podrá disponer de la diferencia entre la potencia máxima aprobada y la potencia máxima empleada por el usuario en dicho período. Para lo cual el OR podrá instalar los equipos de control de carga que requiera. No obstante, el usuario podrá conservar la capacidad no utilizada a través de un contrato de capacidad de respaldo de la red de acuerdo con lo establecido en este Artículo.
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 6.7 del Anexo General de la presente 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 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. Tratamiento de Activos de Conexión y Activos de Uso. Los activos que sean declarados para ser remunerados mediante cargos por uso al momento de solicitud de aprobación por parte del OR de los cargos, mantendrán este tipo de remuneración durante todo el período tarifario. Los activos de conexión existentes que no son declarados para ser remunerados a través de cargos por uso en la misma oportunidad, mantendrán tal condición durante todo el período tarifario. Parágrafo 1. Durante el período tarifario, los OR no podrán exigir la remuneración, a través de contratos de conexión por activos que hayan sido reportados para ser remunerados mediante Cargos por Uso. Parágrafo 2. Si a través de un activo se conectan uno o varios transportadores al STR o a un SDL, el activo se remunerará mediante cargos por uso en la proporción a la utilización por cada OR.
Artículo 17. Criterio de seguridad y confiabilidad en los STR. Las conexiones de los OR al STN, que cumplan con los supuestos del artículo 1 de la Resolución MME 18 2148 de diciembre de 2007 o de la norma que la modifique, sustituya o complemente, deberán contar con una unidad de reserva en los términos de esta misma disposición. 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 con una anticipación no inferior a siete (7) meses a la fecha prevista para su entrada en operación, como condición para que su remuneración pueda ser reconocida en forma inmediata a partir de tal momento. Parágrafo 2. La Comisión podrá efectuar las auditorías que considere pertinentes para verificar la información sobre las unidades de reserva.
Artículo 18. Información sobre expansión de STR y SDL. Independientemente de las solicitudes de actualizaciones, a más tardar el 31 de marzo de cada año, el OR deberá reportar a la Comisión los activos que hayan entrado en operación durante el último año calendario, detallando las particularidades de cada proyecto de acuerdo con los formatos que se dispondrán oportunamente. La información de los activos deberá clasificarse por nivel de tensión y de acuerdo con su finalidad: expansión, expansión para contratos de respaldo, reposición, calidad del servicio o pérdidas de energía. Adicionalmente se deberá informar el período de ejecución de cada proyecto.
Artículo 19. 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, sin perjuicio de las actualizaciones a que haya lugar. Parágrafo 1. Los Operadores de Red deberán someter a aprobación de la Comisión, dentro de los treinta (30) días calendario 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 CAPÍTULO 8 del Anexo General de la presente 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 20. Pruebas. La CREG aplicará el mecanismo de verificación que se establece en el CAPÍTULO 7 del Anexo General de la presente Resolución, sin perjuicio de la facultad de decretar otras pruebas conforme al Artículo 108 de la Ley 142 de 1994.
Artículo 21. 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 hubiere 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 CAPÍTULO 7 del Anexo General de la presente 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 22. 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 costos anuales y 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 23. Derogatorias. La presente Resolución deroga el artículo 25 de la Resolución CREG 008 de 2003, los numerales 9.3.1 y 9.4 del Anexo General de la Resolución CREG 070 de 1998, la Resolución CREG 042 de 2001 y aquellas disposiciones que le sean contrarias.
Artículo 24. Vigencia. La presente resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial y deroga las disposiciones que le sean contrarias.
CAPITULO 1. CONFORMACIÓN DE STR
1.1 STR Norte
1. Electrificadora de la Costa Atlántica S. A. E.S.P. 2. 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.
2.1 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 diciembre de 2007, de conformidad con las siguientes disposiciones:
2.1.1 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, con los valores establecidos en el CAPÍTULO 5 de este Anexo y teniendo en cuenta el porcentaje de reconocimiento previsto en el literal b del numeral 4.3 de este Anexo.
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 de la parte 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 2.1.1.1 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.
2.1.1.1 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.
2.1.2 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 CAPÍTULO 5 de este Anexo
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.
2.1.3 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 los Activos de Uso en el Nivel de Tensión n, en operación a la Fecha de Corte, para el Operador de Red j.
NCAAEj,n: Costo Anual Equivalente de los nuevos Activos de Uso en el Nivel de Tensión n, diferentes a los que hayan sido adjudicados mediante convocatorias, para el Operador de Red j, aprobados por la CREG de acuerdo con lo previsto en el Artículo 9 de la presente Resolución. Este costo anual se obtendrá utilizando la fórmula de cálculo del CAAEj,n aplicándola a estos nuevos activos. El valor de las UC a reconocer se afectará por el porcentaje informado por la UPME, en cumplimiento de lo establecido en el literal b del numeral 4.3 de este Anexo.
2.1.4 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 CAPÍTULO 10 de este Anexo.
CRIj,n: Costo de Reposición de Inversión del OR j, para el Nivel de Tensión n.
NRj,n: Número de UC del Nivel de Tensión n, reportadas por el OR j, existentes a la Fecha de Corte, y las aprobadas por la CREG en cumplimiento del Artículo 9 de esta Resolución, diferentes a las que hayan sido adjudicadas mediante convocatorias. 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.
NSNj: Número de UC reportadas por el OR j, existentes a la Fecha de Corte y las aprobadas por la CREG en cumplimiento del Artículo 9 de esta Resolución, diferentes a las que hayan sido adjudicadas mediante convocatorias, y que no están asociadas con un Nivel de Tensión específico.
Nsj: Número Total de Niveles de Tensión (máximo 4), para los cuales el OR j opera activos de uso.
n : Nivel de Tensión 4, 3 ó 2
2.2 Costo Anual para el Nivel de Tensión 1
2.2.1 Costo Anual de Inversión
El Costo anual equivalente de los activos de uso para el Nivel de Tensión 1, CAIj,1, se determina así:
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 la Fecha de Corte.
Inv_HRh,i : Inversión media de redes por circuito estimada en el Nivel de Tensión 1, para el estrato h, de la muestra del OR j.
Inv_HTh,i : Inversión media de transformadores por circuito estimada en el Nivel de Tensión 1, para el estrato h, de la muestra del OR j.
r: Tasa de Retorno reconocida para la metodología de Precio Máximo.
Vi : Vida útil en años, reconocida para los activos i de Nivel de Tensión 1, de acuerdo con la Tabla 27 del numeral 5.3 del presente Anexo. La inversión total estimada para cada OR se obtiene de la siguiente manera:
H: Número de estratos de la muestra del OR j.
Inv_Hj,h : Inversión media por circuito (transformador más red secundaria) estimada en el Nivel de Tensión 1, para el estrato h, de la muestra del OR j.
Wj,h: Ponderación del estrato h de la muestra del OR j.
Inv_Cj,k,h : Inversión estimada del circuito k del estrato h, 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 y los costos reconocidos en el numeral 5.3 del presente Anexo. Para la valoración de los transformadores de la muestra se aplican los criterios definidos en el CAPÍTULO 14 de este Anexo.
NMj,h : Número de Transformadores de Distribución de Nivel de Tensión 1, de la Muestra del OR j, del estrato h. El factor de ponderación del estrato h, de la muestra del OR j, se obtiene de la siguiente manera:
Nj,h : Número de Transformadores de Distribución de Nivel de Tensión 1, del OR j, del estrato h.
2.2.2 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, calculado en el numeral 2.2.1 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 CAPÍTULO 10 de este Anexo.
3.1 Cálculo de Cargos de los STR
Los Cargos de los STR serán calculados de acuerdo con la siguiente metodología.
3.1.1 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, en operación a la Fecha de Corte, para el Operador de Red j.
NCAAEj,4: Costo Anual Equivalente de los nuevos Activos de Uso en el Nivel de Tensión 4, diferentes a los que hayan sido adjudicados mediante convocatorias, para el Operador de Red j, aprobados por la CREG de acuerdo con lo previsto en el Artículo 9 de la presente Resolución. Este costo anual se obtendrá utilizando la fórmula de cálculo del CAAEj,4 aplicándola a estos nuevos activos. El valor de las UC a reconocer se afectará por el porcentaje informado por la UPME, en cumplimiento de lo establecido en el literal b del numeral 4.3 de este Anexo.
CFSj: Valor de la inversión de los activos que están fuera de servicio a la Fecha de Corte, incluidos en la remuneración de los STR aprobada con base en la Resolución CREG 082 de 2002 del OR j, más el valor de las bahías de transformador con tensión mayor o igual a 220 kV para conexión del OR j a subestaciones del STN, con configuración de interruptor y medio y anillo, reconocidas en esa remuneración. Las anteriores cifras deberán ser calculadas con las UC definidas en la Resolución CREG 082 de 2002, en pesos de diciembre de 2001. El valor total lo deberá reportar el OR en su solicitud incluyendo el soporte respectivo.
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 3.5.
IPPdic01: Índice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al mes de diciembre de 2001.
IPPo: Índice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al mes de diciembre de 2007.
3.1.2 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 3.1.1.
CALj,m-1: Compensaciones del OR j, perteneciente al STR R, en el mes m-1, por incumplimiento de lo establecido en el CAPÍTULO 11, tal como se define esta variable en el numeral 11.1.8 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 diciembre de 2007. El ingreso mensual total del OR j corresponderá a la suma del ingreso mensual, IMj,R,m definido aquí, más los ingresos esperados de las convocatorias en las que el OR haya sido adjudicatario.
3.1.3 Cargo del Nivel de Tensión 4
Para cada uno de los STR, el LAC estimará el Cargo del Nivel de Tensión 4 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.
IEc,R,m: Ingreso Esperado de cada convocatoria c ejecutada en el STR R, para el mes m.
NCR: Número total de convocatorias ejecutadas en el STR R.
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 12.3 de este Anexo. Lo dispuesto en este numeral se aplicará a partir de la fecha establecida en el Artículo 11 para la aplicación de la conformación de los STR. Mientras los OR 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:
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 3.5 de este Anexo.
3.2 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:
3.2.1 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,3,0: Energía útil del Nivel de Tensión 3 del OR j, para los doce meses que finalizan en la Fecha de Corte. Esta energía se estima según lo establecido en el numeral 9.2 de este Anexo.
Euj,3: Energía útil del Nivel de Tensión 3 del OR j. Es igual a la energía útil del Nivel de Tensión 3 del OR j, para los doce meses que finalizan en la Fecha de Corte, adicionada con la energía asociada a los proyectos objeto de actualizaciones de acuerdo con lo establecido en el Artículo 9 de la presente Resolución.
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, en operación a la Fecha de Corte, para el Operador de Red j.
NCAAEj,3: Costo Anual Equivalente de los nuevos Activos de Uso en el Nivel de Tensión 3, para el Operador de Red j, aprobados por la CREG de acuerdo con lo previsto en el Artículo 9 de la presente Resolución. Este costo anual se obtendrá utilizando la fórmula de cálculo del CAAEj,3 aplicándola a estos nuevos activos. El valor de las UC a reconocer se afectará por el porcentaje informado por la UPME, en cumplimiento de lo establecido en el literal b del numeral 4.3 de este Anexo.
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 CAPÍTULO 9.
FC j,3: Factor de conversión en el Nivel de Tensión 3, para el OR j.
FInv j,3: Factor que muestra la relación entre i) el valor de la inversión a la Fecha de Corte, calculada con las UC definidas en la Resolución CREG 082 de 2002, en el Nivel de Tensión 3, para el OR j, y ii) el valor de la inversión para el mismo Nivel de Tensión con el que se calcularon los cargos que el OR tiene aprobados con la metodología de la citada resolución. Este factor deberá ser calculado y sustentado por el OR en la solicitud de cargos.
FDem j,3: Factor que muestra la relación entre i) la energía útil en el Nivel de Tensión 3, para el OR j, calculada de acuerdo con lo previsto el numeral 9.2 de este Anexo y ii) la energía útil para el mismo Nivel de Tensión, con la que se calcularon los cargos aprobados con la metodología de Resolución CREG 082 de 2002.
3.2.2 Nivel de Tensión 2
donde:
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,2,0: Energía útil del Nivel de Tensión 2 del OR j, para los doce meses que finalizan en la Fecha de Corte. Esta energía se estima según lo establecido en el numeral 9.2 de este Anexo.
Euj,2: Energía útil del Nivel de Tensión 2 del OR j. Es igual a la energía útil del Nivel de Tensión 2 del OR j, para los doce meses que finalizan en la Fecha de Corte, adicionada con la energía asociada a los proyectos objeto de actualizaciones de acuerdo con lo establecido en el Artículo 9 de la presente Resolución.
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, en operación a la Fecha de Corte, para el Operador de Red j.
NCAAEj,2: Costo Anual Equivalente de los nuevos Activos de Uso en el Nivel de Tensión 2, para el Operador de Red j, aprobados por la CREG de acuerdo con lo previsto en el Artículo 9 de la presente Resolución. Este costo anual se obtendrá utilizando la fórmula de cálculo del CAAEj,2 aplicándola a estos nuevos activos. El valor de las UC a reconocer se afectará por el porcentaje informado por la UPME, en cumplimiento de lo establecido en el literal b del numeral 4.3 de este Anexo.
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 CAPÍTULO 9 de la presente Resolución.
FC j,2: Factor de conversión en el Nivel de Tensión 2, para el OR j.
FInv j,2: Factor que muestra la relación entre i) el valor de la inversión a la Fecha de Corte, calculada con las UC definidas en la Resolución CREG 082 de 2002, en el Nivel de Tensión 2, para el OR j, y ii) el valor de la inversión para el mismo Nivel de Tensión con el que se calcularon los cargos que el OR tiene aprobados con la metodología de la citada resolución. Este factor deberá ser calculado y sustentado por el OR en la solicitud de cargos.
FDem j,2: Factor que muestra la relación entre i) la energía útil en el Nivel de Tensión 2, para el OR j, calculada de acuerdo con lo previsto el numeral 9.2 de este Anexo y ii) la energía útil para el mismo Nivel de Tensión, con la que se calcularon los cargos aprobados con la metodología de Resolución CREG 082 de 2002.
3.3 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 CAPÍTULO 2 de este Anexo.
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 33% del valor de los ingresos por este concepto durante el año que finaliza en la Fecha de Corte. El 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 CAPÍTULO 12 de este Anexo.
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 CAPÍTULO 2 de este Anexo.
3.4 Costos Medios del Operador de Red
Para efectos de la aplicación del Decreto 388 de 2007 se definen los siguientes costos medios por Nivel de Tensión:
CMj,4,m: Costo medio del OR j para el Nivel de Tensión 4 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 3.1.2 de este Anexo.
TR: Número total de OR que conforman el STR R al que pertenece el OR j.
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 12.3 de este Anexo.
- El costo medio del OR para el Nivel de Tensión 2 será igual al Cargo Máximo del Nivel de Tensión 2 para el OR j, CDj,2, tal como se define en el numeral 3.2.2 de este Anexo.
3.5 Descripción de variables utilizadas
En este numeral se transcriben los nombres de las variables citadas en este Capítulo, 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 (CAAEj,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 (CAAEj,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)
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, los cuales debe acreditar con su solicitud de actualización de cargos:
1. Presentación a la Unidad de Planeación Minero Energética -UPME- del proyecto con las alternativas estudiadas y sus respectivas evaluaciones económicas.
2. Aprobación de los proyectos del STR 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.
3. Para los proyectos de Conexión del OR 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. El Costo Anual por el uso de los activos del Nivel de Tensión 4 será revisado oficiosamente por la Comisión cuando se detecte que alguno de los activos reportados para su remuneración no continúa en servicio. Sin perjuicio de lo anterior, el agente tiene la obligación de informar a la Comisión sobre la ocurrencia de tal hecho.
4.2 Activos del STR ejecutados mediante convocatorias.
1. Cuando la UPME, dentro del Plan de Expansión del STN, haya identificado proyectos en ese sistema que requieren a su vez de la ejecución de otros proyectos en los STR, informará al OR que se conectaría a las nuevas subestaciones del STN sobre los proyectos de expansión requeridos en el STR y la fecha definida en el Plan para su puesta en operación.
En todo caso solo se podrá iniciar el mecanismo de convocatoria del STN, que requiere los proyectos del STR, cuando el OR que se conectaría al proyecto otorgue la garantía establecida en la Resolución CREG 022 de 2001, modificada por la Resolución CREG 093 de 2007 o aquella que la modifique o sustituya, en lo aplicable a proyectos de expansión originados en solicitudes de conexión de usuarios, cuyo valor podrá ser ajustado con el porcentaje del proyecto que corresponda a la necesidad del OR.
4.3 Activos con costos superiores a los Costos Medios
En cumplimiento del Decreto 388 de 2007, modificado por los Decretos 1111 y 3451 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:
b. La relación Beneficio / Costo debe ser superior o igual a 1. Cuando no se cumpla esta condición la UPME informará el porcentaje del costo del proyecto que hace que la relación Beneficio / Costo sea mayor o igual que uno, porcentaje que se aplicará a los activos reportados para su reconocimiento en los cargos.
4.3.1 A la UPME :
b. Energía anual adicional que servirá el proyecto, la cual no podría servirse sin su entrada en operación
c. Demostración de que el proyecto fue sometido a una auditoría en la cual se verificó que el proyecto fue realizado de acuerdo con la alternativa seleccionada por la UPME y con el cumplimiento de las normas de construcción y seguridad vigentes.
4.3.2 A la CREG
b. Certificación de entrada en operación comercial:
d. Presentar un anexo con los costos finales desagregados de todas las inversiones y las actividades relacionadas con el proyecto.
e. Identificación de las UC operadas por el OR cuyo valor no debe incluirse en el cálculo de los cargos en los términos del artículo 87 numeral 87.9 de la Ley 142 de 1994, en la forma en que quedó modificado por el artículo 143 de la Ley 1151 de 2007.
4.4 Reposición de UC asociadas con activos de distribución financiados a través de recursos públicos.
En cumplimiento de lo dispuesto en el artículo 7º del Decreto 388 de 2007, 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:
a. Comunicación a la CREG solicitando la modificación del factor RPPj,i de que trata el CAPÍTULO 2 de este Anexo.
b. Listado de UC objeto de la reposición según el CAPÍTULO 5 de este Anexo.
c. Constancia de la entidad pública propietaria de los activos donde se certifique que fue el OR quien realizó dicha reposición. Cuando, durante la vigencia del período tarifario, la Comisión apruebe modificar la remuneración de un STR según lo establecido en los numerales 4.1 y 4.2 de este Capítulo, los nuevos Costos Anuales serán considerados en la liquidación y recaudo de los cargos de los STR respectivos, a partir del mes siguiente al de la entrada en vigencia de la respectiva Resolución, siempre y cuando el proyecto haya entrado en operación comercial. Las actualizaciones aprobadas de acuerdo con lo señalado en el numeral 4.3 de este Capítulo serán consideradas en la liquidación y recaudo de los cargos de los STR y SDL respectivos, a más tardar dentro de los tres meses inmediatamente siguientes a la entrada en operación comercial del activo correspondiente siempre y cuando la respectiva solicitud haya sido formulada con una antelación no menor de siete (7) meses a la fecha prevista para la entrada en operación del activo. Las actualizaciones aprobadas de acuerdo con lo señalado en el numeral 4.4 de este Capítulo serán considerados en la liquidación y recaudo de los cargos de los STR y SDL respectivos, en el mes siguiente al de la entrada en vigencia de la correspondiente resolución. Para las actualizaciones se seguirá la metodología descrita en los numerales 3.1 y 6.1 de este Anexo. La Comisión podrá efectuar las auditorías que considere pertinentes para verificar la información sobre los nuevos activos de que trata este Capítulo.
4.5 Activos del Sistema de Gestión de la Distribución
Una vez el OR disponga del Sistema de Gestión de la Distribución del que trata el Numeral 11.2.5.1 del CAPÍTULO 11 de este Anexo, por una única vez durante el periodo tarifario asociado a la vigencia de la presente Resolución, el OR podrá solicitar a la CREG la actualización de Cargos del SDL.
5.1 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:
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 nivel de tensión 3, 4 o conexión al STN o para cualquier transformador de potencia de la subestación.
Bhn,s: Número de bahías de transformador y de línea de los niveles de tensión 3, 4 y conexión al STN y transformadores de potencia existentes en la subestación s
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, 4 o 5 – Conexión al STN). Incluyendo la 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)
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.
En este listado se establecen los costos 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
Tabla 17 Señales por Unidad Constructiva
5.3 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 19 Costo DDP de Estructuras de Apoyo [$ Dic 2007]
Tabla 20 Costo DDP de Transformadores [$ Dic 2007]
Tabla 22 Costo Instalado de Canalizaciones [$ Dic 2007]
Tabla 23 Costo de instalación conductores [$ Dic 2007]
Tabla 24 Accesorios y costos de instalación de postes [$ Dic 2007]
Tabla 25 Costos de instalación de transformadores [$ Dic 2007]
6.1 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 calcularán de acuerdo con la Demanda Comercial utilizando la siguiente expresión:
LCi,j,R,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,R,m: Demanda del Comercializador i, en el STR R, durante el mes de consumo m, referida al STN utilizando los factores de pérdidas definidos en el CAPÍTULO 12 de este Anexo, 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 CAPÍTULO 3 de este Anexo.
IMj,R,m: Ingreso Mensual del mes m, para remunerar el uso de los activos del Nivel de Tensión 4 del OR j, en el STR R, tal como se define en el numeral 3.1.2 de este Anexo.
IEj,c,R,m: Ingreso Esperado para cada convocatoria c que ejecutó el OR j en el STR R, para el mes m.
NCRj: Número de convocatorias ejecutadas por el OR j en el STR R.
NCR: Número total de convocatorias ejecutadas en el STR R. 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 para el STR, tal como se modifica en esta Resolución, 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.
6.2 Actualización de los Cargos Máximos de SDL
6.2.1 Cargos Máximos de Niveles de Tensión 3 y 2
Los Cargos Máximos de los Niveles de Tensión 3 y 2, serán actualizados mensualmente por los OR 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 3.2
6.2.2 Cargos Máximos del Nivel de Tensión 1
Los Cargos Máximos del Nivel de Tensión 1, se actualizarán mensualmente por los OR 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, del OR j, en el mes m.
6.3 Actualización de los Costos Anuales y de Cargos Máximos
El costo anual del Nivel de Tensión 4 y los cargos máximos de los niveles de Tensión 3 y 2 serán actualizados por la CREG, en los casos previstos en el Artículo 9 de esta Resolución, con los valores que resulten para las siguientes variables: NCAAEj,n, CATj,n (de ser necesario), CAANEj,n, CRIj,n, AOMj,n y Euj,n (para los Niveles de Tensión 3 y 2). Con los anteriores resultados se obtendrán los nuevos valores de las variables CAj,4, CDIj,3, CDj,3, CDIj,2 y CDj,2. Cuando la CREG oficialice mediante resolución particular los Ingresos Anuales Esperados que recibirán los adjudicatarios de proyectos ejecutados a través de convocatorias, el LAC actualizará el CAj,4 del respectivo OR.
6.4 Actualización de los Costos Anuales de AOM
Además de los cambios que apruebe la CREG a los Gastos Anuales de Operación y Mantenimiento reconocidos, éstos se modificarán anualmente, de acuerdo con lo establecido en el CAPÍTULO 10 de este Anexo, con base en la variación del porcentaje de AOM reconocido, PAOMRj,k. Cuando este porcentaje modifique su valor se procederá de la siguiente forma, en la oportunidad indicada en el CAPÍTULO 10:
CA j,4: Costo Anual por uso de los activos del Nivel de Tensión 4, aprobado por la CREG para el OR j, definido en el numeral 3.1.1 de este Anexo, en pesos de diciembre de 2007
CRIj,n: Costo de Reposición de Inversión del OR j, para el Nivel de Tensión n. Tal como se define en el numeral 2.1.4 de este Anexo para los Niveles de Tensión 4, 3 y 2.
CDj,n: Cargo Máximo del Nivel de Tensión 3 o del Nivel de Tensión 2 para el OR j, en pesos de diciembre de 2007.
Euj,n: Energía útil del Nivel de Tensión 3 o del Nivel de Tensión 2 del OR j, respectivamente. Es igual a la energía útil del Nivel de Tensión n del OR j, para los doce meses que finalizan en la Fecha de Corte, adicionada con la energía asociada a los proyectos objeto de actualizaciones de acuerdo con lo establecido en el Artículo 9 de la presente Resolución.
CDMj,1: Cargo Máximo por concepto de AOM para el Nivel de Tensión 1, para el OR j, en pesos de diciembre de 2007.
6.5 Cargos por Uso por Nivel de Tensión
Los Cargos por Uso se determinan de acuerdo con las siguientes expresiones:
6.5.1 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 ($/kWh), del STR R, para el mes m en el año k. Establecido en CAPÍTULO 3 del presente Anexo
PR4,j: Factor para referir las medidas de energía del Nivel de Tensión 4 al STN, del OR j, según lo definido en el CAPÍTULO 12.
6.5.2 Nivel de Tensión 3:
Dtj,3,m,k: Cargo por Uso del Nivel de Tensión 3 ($/kWh), del OR j, para el mes m en el año k.
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 CAPÍTULO 3 del presente Anexo.
CDj,3,m,k: Cargo Máximo del Nivel de Tensión 3, correspondiente al mes m del año k, del OR j. Establecido en el CAPÍTULO 3 del presente Anexo.
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 CAPÍTULO 12 del presente Anexo
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 $/kWh, de acuerdo con lo establecido en el numeral 11.2.4.1 del presente Anexo.
6.5.3 Nivel de Tensión 2:
Dtj,2,m,k: Cargo por Uso del Nivel de Tensión 2 ($/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 CAPÍTULO 3 del presente Anexo.
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 CAPÍTULO 12 del presente Anexo.
6.5.4 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.
CDj,2,m,k: Cargo Máximo del Nivel de Tensión 2, correspondiente al mes m del año k, del OR j. Establecido en el CAPÍTULO 3 de este Anexo.
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 CAPÍTULO 12 del presente Anexo.
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 CAPÍTULO 12 de este Anexo.
6.6 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 o de la copropiedad donde está el predio 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. Con este propósito:
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.
b) Diferencia entre el CRIj,1 reportado y el resultante de la revisión, conforme a lo establecido en el numeral 2.2.1 del presente Anexo, dividido entre este último valor.
CAPÍTULO 8. RESUMEN DE INFORMACIÓN PARA PUBLICACIÓN POR PARTE DE LOS OR
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:
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 modificadas en el SUI.
9.2 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 CAPÍTULO 12. La energía de entrada es la suma de la energía inyectada a un determinado Nivel de Tensión del sistema de un OR, proveniente 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, la trasladada a otros ORs, al STN y la energía entregada 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:
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, descontada la energía de salida al STN.
Pj,n: Porcentaje de pérdidas reconocido para el Nivel de Tensión n, del OR j. Este valor se presenta en el CAPÍTULO 12.
Para el cálculo del valor anual de AOM de referencia se obtendrá un valor del AOM remunerado, AOMRj,04-07 y un valor del AOM gastado, AOMGj,04-07, para cada Operador de Red j. Dichos valores se calcularán como se muestra a continuación:
10.1.1 AOM REMUNERADO
Para calcular el valor de AOM remunerado, AOMRj,04-07, a cada OR se obtiene:
b. El valor anual del AOM reconocido en la aprobación de cargos de la empresa, para los niveles de tensión 3 y 2, tomados de los documentos que acompañaron las resoluciones particulares mediante las cuales se aprobaron dichos cargos.
c. El valor anual del AOM reconocido en el Nivel de Tensión 1 el cual es la suma de i) el cargo máximo del Nivel de Tensión 1, por concepto de gastos de AOM para redes aéreas, multiplicado por las ventas de energía del OR en el Nivel de Tensión 1 en el año 2004 en ese mismo tipo de redes y ii) el cargo máximo del Nivel de Tensión 1, por concepto de gastos de AOM para redes subterráneas, multiplicado por las ventas de energía del OR en el Nivel de Tensión 1 en el año 2004 en redes subterráneas.
d. Un cargo estimado de AOM para los Niveles de Tensión 3, 2 y 1, para el año 2004 como la relación entre i) la sumatoria del valor anual del AOM de los literales b y c y ii) las ventas de energía del año 2004.
e. Un valor de AOM remunerado para los Niveles de Tensión 3, 2 y 1, para cada uno de los años, obtenido como el cargo de AOM del año 2004 multiplicado por las ventas de energía del respectivo año, dicho AOM remunerado se expresa en pesos de diciembre de 2007.
f. Con los valores anuales del literal e) se obtiene un valor promedio de AOM remunerado los Niveles de Tensión 3, 2 y 1 como la relación entre i) la sumatoria del AOM remunerado en cada año, y ii) el número de años del periodo considerado (4). El valor del AOM remunerado corresponderá a este promedio adicionado con el valor del literal a) y expresado en pesos de diciembre de 2007.
Para obtener el valor de AOM gastado, AOMGj,04-07, los OR utilizarán la información del Plan Único de Cuentas reportada al SUI correspondiente a los gastos o movimientos que estén directamente relacionados con la actividad de administrar, operar y mantener los activos remunerados mediante cargos por uso asociados a la actividad de distribución. Deberán excluir además de lo mencionado en el inicio de este capítulo, los impuestos de renta, lo relacionado con pensiones de jubilación ya reconocidas y toda clase de erogaciones asociadas con los costos de la inversión en infraestructura, tales como depreciaciones y arrendamiento de infraestructura de transporte de energía eléctrica, entre otras, y en general todos los relacionados con actividades diferentes a la de la prestación del servicio de distribución de energía eléctrica. Los OR incluirán en su solicitud de costos y cargos la identificación de las cuentas utilizadas, el valor total de la cuenta en pesos, el valor asociado a la actividad de distribución en pesos, el porcentaje que representa este valor del total de la cuenta y su justificación. En todo caso la CREG podrá pronunciarse sobre la inclusión de las cuentas en el cálculo del AOM. Para lo anterior los OR utilizarán como referencia el listado de cuentas de la Circular 085 de 2008, incluyendo la cuenta 753004, Costos de Conexión, en la parte que corresponde a gastos AOM de activos de conexión al STN remunerados vía cargos por uso y las cuentas 511163, Contratos de Aprendizaje, 512024, Gravámenes a los movimientos financieros, 512025, Impuesto de Timbre y 752090, Otras Amortizaciones, en la parte que corresponde a AOM de la actividad de Distribución. Con base en dicha información se obtiene un valor anual del AOM gastado como la relación entre i) la suma de los valores de las cuentas consideradas como AOM de cada año del periodo 2004-2007 expresados en pesos de diciembre de 2007 y ii) el número de años del periodo considerado (4). De acuerdo con lo establecido en el parágrafo del Artículo 3 se determina el siguiente procedimiento específico para la obtención del AOM gastado de las empresas resultantes de fusiones o desintegraciones:
ii. En el caso de desintegración de empresas se sumará el valor de AOM reportado por la empresa que dio lugar a la desintegración durante el periodo considerado, con los valores de AOM reportados por las nuevas empresas a partir de la desintegración durante el año o fracción del año del periodo considerado. Dicho valor se divide entre el número de años del periodo considerado (4) y se obtiene el valor anual del AOM gastado para el OR j antes de la desintegración, AOMGj,AD,04-07, expresado en pesos de diciembre de 2007.
10.1.3 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 2004 - 2007, y ii) el valor anual del AOM reconocido a cada OR j:
10.2 Porcentaje de AOM Gastado y Remunerado (2004-2007)
A partir de los valores de AOMGj,04-07, AOMRj,04-07 y AOMj,ref 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.
10.3 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.
i. En el caso de fusiones de empresas se utilizará la información de AOM de las empresas que dieron lugar a la fusión, es decir se sumará el AOM Demostrado por cada una de estas empresas en la fracción del año k-1 antes de la fusión y el AOM Demostrado por la empresa resultante de la fusión en lo restante del año k-1.
ii. En el caso de desintegración de empresas se sumará el valor de AOM Demostrado por la empresa que dio lugar a la desintegración durante la fracción del año k-1, con los valores de AOM Demostrados por las nuevas empresas desintegradas en lo restante del año k-1, dicho valor será considerado como el AOM Demostrado por el OR j antes de la desintegración, en el año k-1, AOMDj,AD,k-1.
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:
10.3.1.1 IAADj,k-1,n ≤ IAADj,k-2,n:
Sí los dos Índices Anuales Agrupados de la Discontinuidad (IAAD), para los Niveles de Tensión 2 - 3 en forma agregada y para el Nivel de Tensión 1 en forma independiente, calculado cada uno al mes de diciembre del año k-1, como el promedio de los IAAD del año 2008 hasta el año k-1, son inferiores o iguales a los IAAD calculados cada uno doce meses atrás, año k-2, como el promedio de los IAAD del año 2008 hasta el 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.
10.3.1.2 IAADj,k-1,n > IAADj,k-2,n:
Sí cualquiera de los dos Índices Anuales Agrupados de la Discontinuidad (IAAD), para los Niveles de Tensión 2 - 3 en forma agregada y para el Nivel de Tensión 1 en forma independiente, calculado cada uno al mes de diciembre del año k-1, como el promedio de los IAAD del año 2008 hasta el año k-1, es superior al respectivo IAAD calculado doce meses atrás, año k-2, como el promedio de los IAAD del año 2008 hasta el año k-2, el porcentaje de AOM a reconocer en el año k, PAOMRj,k, se determinará de acuerdo con el siguiente procedimiento:
11.1 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 Capítulo. Las compensaciones se aplicarán disminuyendo el Ingreso Mensual que le corresponde a cada Operador de Red. Para tal efecto, el LAC calculará mensualmente las compensaciones que deberán ser asumidas por el OR, conforme a lo previsto en el numeral 11.1.8 de este Anexo. A partir del primer día del séptimo mes siguiente a 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. Hay incumplimiento en la prestación continua del servicio de Distribución de Energía Eléctrica en el STR cuando se presenten indisponibilidades que ocasionen Energía No Suministrada o por dejar no operativos otros activos.
11.1.1 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 11.1.2 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 de los tres meses siguientes 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:
11.1.2 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:
11.1.3 Máximos Permitidos de Indisponibilidad.
Para cada grupo de activos, las Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad se reducirán en 0,5 horas por cada retraso en Reporte de Eventos de cualquiera de los activos que conforman el grupo y por solicitud de Consignaciones No Programadas, asociadas con Consignaciones Nacionales. El CND calculará mensualmente la Meta Ajustada, de acuerdo con la siguiente fórmula:
MHAIAm,gu: Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad Ajustadas del grupo de activos gu, calculadas para el mes m.
MHAIgu: Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad del grupo de activos gu.
ENRm,u: Número acumulado de Eventos o Finalización de Maniobras no Reportados en los plazos establecidos en esta resolución, para cada uno de los activos u que conforman el grupo de activos gu, durante una ventana móvil de doce meses que termina en el mes m.
CNPm,u: Número acumulado de Consignaciones No Programas solicitadas por el OR, asociadas a Consignaciones Nacionales, para cada uno de los activos u que conforman el grupo de activos gu, durante una ventana móvil de doce meses que termina en el mes m.
NGU: Número de activos que conforman el grupo de activos gu.
11.1.4 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. Las horas de indisponibilidad de cada uno de los activos que hacen parte de los grupos de activos relacionados en el numeral 11.1.2 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).
11.1.5 Indisponibilidades Excluidas
Para el cálculo de la Indisponibilidad de un activo, se excluyen únicamente las siguientes, siempre y cuando se cumplan las reglas que a continuación se establecen: i. Las Indisponibilidades programadas debidas a Trabajos de Expansión se excluirán del cálculo si se han cumplido las siguientes reglas:
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, cuando se requiera dicha orden.
iv. Indisponibilidades originadas en catástrofes naturales, tales como Erosión (Volcánica, Fluvial o Glacial), Terremotos, Maremotos, Huracanes, Ciclones y/o Tornados y las debidas a actos de terrorismo.
vi. Las indisponibilidades debidas a Mantenimientos Mayores que se hayan efectuado con sujeción al procedimiento establecido para tal fin.
vii. La ejecución de obras por parte de entidades estatales o las modificaciones a las instalaciones existentes ordenadas en los Planes de Ordenamiento Territorial.
11.1.5.1 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. Un Mantenimiento Mayor podrá suspenderse por orden del CND o de una autoridad competente. 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.
11.1.6 Ingreso Mensual Regulado
Para lo contemplado en el numeral 11.1 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 el activo u. de acuerdo con lo previsto en el CAPÍTULO 5 de esta Resolución.
r: Tasa de Retorno para remuneración con la Metodología de Ingreso Regulado.
Vu: Vida útil en años, reconocida para el activo 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 CAPÍTULO 10 de este Anexo.
11.1.7 Remuneración en algunos casos de indisponibilidad
Para los casos de indisponibilidades originadas en catástrofes naturales, tales como Erosión (Volcánica, Fluvial o Glacial), Terremotos, Maremotos, Huracanes, Ciclones y/o Tornados y las debidas a actos de terrorismo, 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 11.1.6 de este Anexo.
11.1.8 Compensaciones
11.1.8.1 Compensaciones por Incumplimiento de las Metas
Las compensaciones que deberán ser asumidas por el OR o los OR responsables de los activos que conforman los grupos de 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,gu: Horas de Indisponibilidad Acumulada del grupo de activos gu, en un periodo de doce meses que termina en el mes m.
HIDm,u: Horas de Indisponibilidad de cada uno de los activos u que conforman el grupo de activos gu, durante el mes m.
HCm,gu: Horas a compensar por el grupo de activos gu al cual pertenece el activo u, para el mes m.
MHAIAm,gu: Meta de Indisponibilidad Anual Ajustada del grupo de activos gu, calculada para el mes m.
THCm-1,gu: Total de Horas compensadas por el grupo de activos gu, en un periodo de once meses que termina en el mes m-1.
CIMm,u: Compensación por incumplimiento de metas, para cada uno de los activos u que conforman el grupo de activos gu, 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 11.1.6 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,gu, son iguales a cero y por consiguiente el total de horas compensadas por el grupo de activos gu, en ese mismo periodo, THCp-1,gu también es igual a cero.
11.1.8.2 Compensaciones por Energía No Suministrada o por dejar No Operativos otros Activos
La indisponibilidad de un activo puede dejar otros No Operativos (diferentes a los que conforman su grupo de acuerdo a lo previsto en el numeral 11.1.2 de este Anexo), cuando, a pesar de estar disponibles, dichos activos no puedan operar debido a la indisponibilidad del primero. Para determinar el valor de la compensación (CANO) que deberá ser asumida por el OR responsable de la Operación y Mantenimiento de los activos cuya indisponibilidad ocasione Energía No Suministrada o que otros activos queden no operativos, se utilizará una de las siguientes tres condiciones: 1. Si para el grupo de activos gu al que pertenece 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,gu ≤ MHAIAm,gu) 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 CANO para la indisponibilidad i, es igual a cero. 2. Si para el grupo de activos gu al que pertenece el activo u, en el mes m, las Horas de Indisponibilidad Acumulada son mayores que las Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad Ajustadas (HIDAm,gu > MHAIAm,gu) y, durante todas las horas de la indisponibilidad i, del activo u, el porcentaje de Energía No Suministrada (PENSq) es inferior al 2%, el valor de la compensación CANO 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 11.1.6 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 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. 11.1.8.2.1 Determinación de la Energía No Suministrada
El CND estimará la Energía No Suministrada (ENS) para cada periodo horario q mientras persista una indisponibilidad y estimará el porcentaje (PENSq) que esta energía representa frente a la predicción horaria de demanda para el Mercado de Comercialización. En la resolución de la CREG que adopte el reglamento para el registro de eventos se establecerá el procedimiento que utilizará el CND para el cálculo de la Energía No Suministrada. Cuando el PENSq sea superior al 2% el CND enviará el respectivo informe a la Superintendencia de Servicios Públicos quien determinará si se presentó Energía No Suministrada y el agente responsable de dicho evento. Al mes siguiente de quedar en firme el acto administrativo de la Superintendencia de Servicios Públicos, en la que se identifique el responsable de la Energía No Suministrada, si la hay, se liquidará la compensación de que trata este numeral, con el valor de energía determinado por el CND o el que se haya demostrado durante el proceso que adelante la SSP. 11.1.8.2.2 Transición para adecuación de los sistemas
Para las áreas de un STR que puedan quedar sin servicio por una contingencia simple 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. Los literales i. y ii. también se aplicarán en aquellas áreas donde deba darse cumplimiento a lo establecido en el artículo 1 de la Resolución 18 2148 de 2007 del Ministerio de Minas y Energía o aquella que la modifique o sustituya, en lo que hace referencia a evitar que contingencias que se presenten en los STR puedan trasladarse al STN.
11.1.9 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 Capítulo, en el mes m.
CIMm,u : Compensación por incumplimiento de metas, del activo u, en el mes m.
PUj,u: Fracción del activo u que es remunerada vía cargos por uso al OR j.
IMRm,u : Ingreso Mensual Regulado para remunerar el activo u, durante el mes m, tal como se define en el numeral 11.1.6 de este Anexo.
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 11.1.7.
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.
11.1.10 Límite de los valores a compensar
El LAC deberá tener en cuenta que 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 por el LAC 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 11.1.2 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 calendario 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.
11.2 Calidad del Servicio de Distribución en el SDL
La calidad del servicio de los sistemas de distribución local, SDL, se evaluará trimestralmente en términos de la Calidad Media brindada por el OR 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 Capítulo 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:
11.2.1 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.
11.2.1.1 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. Estas interrupciones deben ser informadas a los usuarios afectados con una antelación mínima de 48 horas a través de cualquier medio de comunicación masivo que garantice su adecuada información. Cuando los eventos programados afecten cargas industriales, el tiempo de notificación no podrá ser inferior a 72 horas y requerirá una comunicación formal por parte de la empresa.
c) Causadas por Terceros: Únicamente se clasifican dentro de este tipo las siguientes causas:
ii. Eventos de activos pertenecientes al STN y al STR.
iii. Interrupciones por seguridad ciudadana solicitadas por organismos de socorro o autoridades competentes.
iv. Cuando falla un activo de Nivel 1 de propiedad de los usuarios y la empresa lo debe reponer, de acuerdo con lo dispuesto en el Numeral 6.6 del CAPÍTULO 6, siempre y cuando el OR haya informado previamente su decisión de excluirlos.
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 11.2.1.1 de este Capítulo.
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) Las suspensiones del servicio asociadas a proyectos de expansión de los que trata el numeral 4.3 de este Anexo.
h) Trabajos en Subestaciones que respondan a un Programa Anual de Reposición y/o Remodelación para Exclusiones y cuyos cortes hayan sido informados a los usuarios afectados con una anticipación no mayor a ocho días y no menor a 48 horas, mediante publicación en un medio de comunicación masivo disponible en la región o área afectada. Cuando los eventos programados afecten cargas industriales, el tiempo de notificación no podrá ser inferior a 72 horas y requerirá una comunicación formal por parte de la empresa.
El Programa Anual mencionado debe especificar y/o considerar como mínimo lo siguiente:
11.2.2 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 tramos de circuito, el Grupo al que éstos pertenecen estará determinado por el Grupo al cual pertenezcan la mayoría de transformadores conectados a él. Para transformadores de distribución, el Grupo a que pertenecen éstos estará determinado por la ubicación física del transformador de distribución.
11.2.3 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) el cual representa el nivel de calidad del servicio prestado durante el trimestre de cálculo. Este Índice será estimado por el OR quien deberá elaborar un documento que soporte los cálculos correspondientes. 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. Estos Índices deberán calcularse con una precisión no menor a 7 decimales representativos.
11.2.3.1 Cálculo del Índice de Referencia Agrupado de la Discontinuidad
El Índice de Referencia Agrupado de la Discontinuidad (IRADn,p) 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 trimestralmente durante los años 2006 y 2007. Este Índice se establecerá mediante Resolución particular aplicando la siguiente expresión:
IRADn,p: Índice de Referencia Agrupado de la Discontinuidad, que representa el nivel promedio de Discontinuidad del servicio que percibieron trimestralmente los usuarios del OR conectados al Nivel de Tensión n, durante los años 2006 y 2007.
IRADKn,p,k: 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 el trimestre p del año k.
IRGn,q,p,k: Índice de Referencia de la Discontinuidad por Grupo de Calidad q, en el trimestre del 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
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 de Referencia de la Discontinuidad por Grupo de Calidad (IRGn,q,p,k) se obtiene mediante la siguiente expresión:
NRGn,q,p,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 trimestre p del año k.
VTn,q,p,k: Ventas de energía asociadas al grupo de calidad q, en el Nivel de Tensión n y para el trimestre p del año k, en kWh, según información reportada en la base de datos comercial del SUI. El Nivel de Discontinuidad de Referencia por Grupo de Calidad (NRGn,q,p,k) se halla mediante la siguiente expresión:
NRTn,t,q,p,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 trimestre p del año k.
Nn,q,p,k: Número total de transformadores del respectivo OR del Nivel de Tensión n y del grupo de calidad q, durante el trimestre p del año k. El Nivel de Referencia de las interrupciones por Transformador (NRTn,t,q,p,k) se calcula como se muestra a continuación:
DRTn,t,q,p,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 trimestre p del año k.
EPUn,q,p,k: Energía promedio consumida en kWh/hora por los usuarios del grupo de calidad q, del Nivel de Tensión n, durante el trimestre p del año k, según información reportada por el OR en la base de datos comercial del SUI.
NUn,t,q,p,k: Número promedio de usuarios del transformador t, del Nivel de Tensión n y del grupo de calidad q, durante el trimestre p del año k.
11.2.3.2 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 asociadas al grupo de calidad q, en el Nivel de Tensión n y para el trimestre p, en kWh, según información reportada 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.
11.2.4 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 es 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 $/kWh.
11.2.4.1 Cálculo del Incentivo por Variación Trimestral de la Calidad
La estimación del Incentivo por Variación Trimestral de la Calidad, DDtn,m, ($/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,p: 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 los cálculos correspondientes. El Incentivo por Variación Trimestral de la Calidad, DDtn,m, sea éste positivo o negativo, no podrá en ningún caso ser mayor al 10% del Dtn,m. Si el Incentivo por Variación Trimestral de la Calidad, DDtn,m, resulta ser positivo, éste no será aplicable para los usuarios “pero servidos” que se encuentran en mora en el respectivo mes de aplicación. Para todos los efectos, se considera que hay incumplimiento en la prestación continua del servicio de distribución en el SDL, en los términos del Artículo 136 de la Ley 142 de 1994, cuando: i) el OR aumente su Índice Trimestral Agrupado de la Discontinuidad con respecto al promedio histórico y por encima de la Banda de Indiferencia ii) el OR tiene usuarios “Peor Servidos” cuya compensación estimada según lo establecido en el numeral 11.2.4.3 sobrepasa el límite establecido en el mismo numeral.
11.2.4.2 Banda de Indiferencia para la aplicación del Incentivo
Se establece 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 trimestralmente por el OR durante el año 2006 y durante el año 2007, así:
IRADKn,p,k: 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 el trimestre p del año k. Aun siendo el incentivo DDtn,m mayor que cero, éste no será aplicable si algún Índice Trimestral de la Discontinuidad por Grupo de Calidad – ITGn,q,p, calculado como se indica en el numeral 11.2.3.2, se ha incrementado con respecto al Índice de Referencia de la Discontinuidad por Grupo de Calidad – IRGPn,q,p. Esto es:
Si
Donde:
IRGPn,q,p: Promedio de los Índices de Referencia de la Discontinuidad por Grupo de Calidad del trimestre p de los años 2006 y 2007, del nivel de tensión n y del grupo de calidad q.
IRGn,q,p,k: Índice de Referencia de la Discontinuidad por Grupo de Calidad q del nivel de tensión n durante el trimestre p del año k.
Entonces:
11.2.4.3 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 11.2.4.2, 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,p), del grupo en el cual se ubica el transformador, aplicando un Valor a Compensar por Usuario 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,p: Promedio de los Índices de Referencia de la Discontinuidad por Grupo de Calidad del trimestre p 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. NHp: Número de horas totales del trimestre p.
VCn,t,m: Valor a Compensar en $ al Usuario “peor servido”, del nivel de tensión n y conectado al transformador t, durante el mes m.
X: Factor multiplicador que es igual a uno (X=1) cuando el Incentivo por Variación Trimestral de la Calidad sea positivo, o igual a cero (X=0) cuando el Índice Trimestral Agrupado de la Discontinuidad, ITADn,p, se ubique dentro de la Banda de Indiferencia, según lo indicado en el numeral 11.2.4.2.
DDtn,m: Valor Absoluto del 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, calculado como se indica en el numeral 11.2.4.1.
CFm: Consumo facturado al usuario “peor servido” durante el mes m, en kWh.
IPSn,m: Índice del Peor Servido, que relaciona el nivel de discontinuidad percibido por un usuario “peor servido” con el nivel de discontinuidad promedio de todos los usuarios atendidos por el OR.
CROm-1: Costo de Racionamiento CRO1 calculado por la UPME para el mes m-1.
CMp: Consumo promedio mensual del usuario durante el trimestre p de evaluación, en kWh. El Índice del Peor Servido IPS se estima utilizando la siguiente expresión:
11.2.4.4 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.
11.2.5 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.
11.2.5.1 Medición de las Interrupciones
Para consignar las interrupciones del servicio, cada OR deberá disponer de equipos de corte y maniobra telemedidos tales como seccionadores, interruptores (switches), reconectadores o recierres. Estos equipos deberán estar instalados en la cabecera de todos los alimentadores que componen la red del OR y en los demás puntos de la red que considere necesario. La telemedición deberá reportar al Sistema de Gestión de la Distribución del OR como mínimo la fecha y hora de inicio de cada ausencia de tensión y la fecha y hora del respectivo restablecimiento de la tensión así como de los cambios de estado (abierto o cerrado) que registre el equipo telemedido. El Sistema de Gestión de la Distribución mencionado debe componerse como mínimo de un sistema SCADA, un sistema GIS y de un servicio de Atención Telefónica con interfaz a los dos sistemas anteriores y a través del cual los usuarios puedan realizar el reporte de fallas del servicio. Este sistema recibirá y almacenará la información de todas las interrupciones del servicio. Para efectos de la medición de la calidad del servicio, la CREG establecerá los procedimientos operativos necesarios. 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 11.2.6.3, 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.
11.2.5.2 Registro y Reporte de la Información de las Interrupciones
A efectos de garantizar la confiabilidad de la Medición y de la información resultante, el OR deberá obtener una Certificación de Gestión de Calidad de su Proceso de Distribución. El Registro de las interrupciones medidas de acuerdo con lo establecido en el numeral 11.2.5.1 debe responder a un Procedimiento 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 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 Procedimientos de Registro deben ser diseñados por cada OR y ser parte del Certificado de Gestión de Calidad mencionado. Esta certificación debe permanecer vigente y su incumplimiento, además de no permitir la aplicación del esquema de incentivos, se considerará un incumplimiento en la prestación continua del servicio en el SDL. Toda la información registrada en el Sistema de Gestión de la Distribución de cada OR 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. Para efectos del reporte de calidad del servicio, la CREG establecerá las condiciones operativas necesarias. La información relevante a registrar para cada interrupción del servicio será la siguiente: 11.2.5.2.1 Causa de la Interrupción.
Para cada evento, el OR debe identificar la causa de la interrupción. En caso de considerarlo necesario, la CREG establecerá una estandarización de causas de eventos. 11.2.5.2.2 Clasificación de la Interrupción
Una vez registrada cada Interrupción, esta se debe clasificar de acuerdo con lo establecido en el numeral 11.2.1.1. 11.2.5.2.3 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. 11.2.5.2.4 Información Complementaria Mensual
Mensualmente, para cada tramo de circuito y para cada transformador de la red, 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 o tramo de circuito.
h) Georreferenciación de cada circuito y de cada transformador.
i) Demás información solicitada por el SUI. 11.2.5.2.5 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 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 por la CREG, esto se considerará un incumplimiento en la prestación continua del servicio en el SDL. 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 disponer de la información original almacenada en la base de datos de calidad de cada OR. El proceso operativo de obtención de estas bases de datos por parte del LAC será determinado por la CREG. Con base en la información interrogada y las clasificaciones reportadas por el OR al SUI, el LAC realizará un cálculo paralelo de los Índices, Incentivos y/o Compensaciones que se usará como información comparativa durante la auditoría a la información de la que trata el numeral 11.2.5.4.2. 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.
11.2.5.3 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 catorce (14) del siguiente mes al trimestre de evaluación para realizar el cálculo de los Índices necesarios para estimar el Cargo por Uso Ajustado por Incentivo, DtA, y los Índices necesarios para compensar a los usuarios “peor servidos”.
11.2.5.4 Auditorías
Los OR deben contratar, con firmas de reconocido prestigio, dos tipos de auditorías así: 11.2.5.4.1 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 11.2.6.3. 11.2.5.4.2 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, los cálculos realizados por éste último 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 capítulo y que los valores de los Incentivos y Compensaciones se encuentren soportados en el documento de cálculo mencionado en los numerales 11.2.4.1 y 11.2.4.3. 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, si es del caso, dará aviso a la SSPD con el propósito de que, en ejercicio de sus funciones, establezca si el respectivo OR ha incurrido en conductas sancionables por violaciones a la ley y a los actos administrativos a los que está sujeto, todo sin perjuicio de la responsabilidad penal que pueda deducirse de estas conductas.
11.2.6 Implementación del Esquema de Incentivos y Compensaciones
La implementación del esquema de Incentivos y Compensaciones descrito en este Capítulo requiere del cumplimiento de los siguientes requisitos de Información y Definición de Procedimientos:
11.2.6.1 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 11.2.5.2. Estas adecuaciones se informarán mediante Circular Conjunta SSPD-CREG. Cumplido el anterior plazo, el OR dispondrá de máximo tres (3) meses para complementar la información de los años 2006 y 2007 previamente consignada en el SUI que le sea solicitada por la CREG, acorde con los aplicativos diseñados para tal fin y dando cumplimiento a las disposiciones y procedimientos que establezca la SSPD. Con base en esta información, la CREG estimará el Índice de Referencia Agrupado de la Discontinuidad (IRADn,p), los Índices de Referencia Agrupados de la Discontinuidad para cada año de referencia (IRADKn,p,k), así como el Promedio de los Índices de Referencia de la Discontinuidad por Grupo de Calidad (IRGPn,p,q) requeridos para su aplicación, los cuales serán adoptados por la CREG mediante Resolución Particular a cada OR.
11.2.6.2 Información para el Cálculo del ITAD
El OR calculará el ITAD con base en la información de duración de las interrupciones de transformadores reportada mensualmente al SUI. Sin embargo, la CREG establecerá los procedimientos operativos necesarios para la validación de la información de las interrupciones registradas en los elementos telemedidos y demás fuentes de registro utilizadas por el OR en su sistema de Gestión de la Distribución.
11.2.6.3 Requisitos para la Aplicación del Esquema de Incentivos y Compensaciones
La aplicación del Esquema de Incentivos y Compensaciones se iniciará para cada OR una vez cumpla los requisitos establecidos en este numeral y se haya expedido la Resolución de que trata el numeral 11.2.6.1. Sin perjuicio de lo anterior, el OR contará con un plazo máximo de dieciocho (18) meses, contados a partir de la fecha de entrada en vigencia de esta Resolución, para cumplir con estos requisitos. De no ser así, se considerará que el OR está incumpliendo la regulación de calidad del servicio. El OR informará a la CREG el cumplimiento de los siguientes requisitos con base en los resultados de la auditoría que para el efecto debe contratar, como se indica en el numeral 11.2.5.4 de este Capítulo.
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) Sistema de Gestión de la Distribución descrito en el numeral 11.2.5.1.
c) Telemedición en elementos de corte y maniobra instalados en la cabecera de circuito.
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 Procedimientos de Registro y Reporte del OR certificados.
Mientras el OR comienza a aplicar el Esquema de Incentivos y/o Compensaciones deberá continuar aplicando la regulación de calidad del servicio establecido en la Resolución CREG 070 de 1998 y demás resoluciones que la modifican, complementan o sustituyen.
11.2.7 Responsabilidades de información sobre la calidad del SDL
11.2.7.1 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.
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 servicio de Atención Telefónica las interrupciones del servicio.
En caso de presentarse diferencias en la información reportada por los agentes o contabilizada por los usuarios, estos últimos tienen el derecho que les reconocen los artículos 152 y siguientes de la ley 142 de 1994 para presentar peticiones, quejas, recursos y reclamaciones.
12.1 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 calcula 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. Nivel de Tensión 3 (Pj,3) Se calcula 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 utiliza 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, hasta tanto el OR presente la información requerida. 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 015 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 CAPÍTULO 9). Nivel de Tensión 2 (Pj,2) Se calcula 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 o la totalidad de la red 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, hasta tanto el OR presente la información requerida. 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 015 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 CAPÍTULO 9). Nivel de Tensión 1 (Pj,1) Para este Nivel de Tensión se calcula 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 realiza 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:
12.2 Pérdidas No Técnicas No Reconocidas (PNTj,nr)
Pérdidas No Técnicas No Reconocidas se calculará con base en la siguiente expresión:
12.3 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 de transformación para referir las medidas de energía del Nivel de Tensión 3 al STN e 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 porcentaje anual reconocido al OR en la remuneración de la actividad de distribución, aplicada a la inversión requerida para la prestación del servicio de capacidad de respaldo. Cuando no se contrate el servicio de capacidad de respaldo y no se disponga de la capacidad requerida para la prestación del servicio, los OR no estarán obligados a garantizar la disponibilidad. 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. Cuando la capacidad de respaldo usada supere la contratada el OR podrá ajustar el contrato de capacidad de respaldo aumentando la diferencia correspondiente.
4. El OR podrá instalar equipos para el control de la capacidad de respaldo otorgada.
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 CAPÍTULO 2. CapRi: Capacidad del transformador i (kVA) reportada por el OR.
Comi(CapAi): Capacidad del transformador monofásico o trifásico (kVA) inmediatamente superior al valor de la CapAi. Se establecen como capacidades de los transformadores monofásicos o trifásicos (kVA), las indicadas en la Tabla 20, numeral 5.3 del CAPÍTULO 5 de esta Resolución. 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 que finaliza en la Fecha de Corte.
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 CAPÍTULO 12, con respecto a la energía de entrada en el Nivel de Tensión 1.
VTri: Ventas de energía durante el año que finaliza en la Fecha de Corte (kWh-año) registradas para los usuarios asociados con el transformador i, conforme a las reportadas al SUI.
VtN1: Ventas totales de energía durante el año que finaliza en la Fecha de Corte en el Nivel de Tensión 1 (kWh-año), reportadas al SUI en el Mercado de Comercialización respectivo.
CapN1: Capacidad nominal (kVA) de la totalidad de los transformadores del Nivel de Tensión 1 registrados en el SUI a la Fecha de Corte.