En ejercicio de sus facultades legales, en especial de las conferidas por la Ley 142 de 1994, y en desarrollo de los Decretos 2253 de 1994 y 2696 de 2004,
Parágrafo 1. En caso de que el OR con pérdidas superiores a las reconocidas no presente un Plan de Reducción de Pérdidas no técnicas en el plazo determinado, la variable CPROGj,m será igual a cero y no podrá recibir ingresos por este concepto. Parágrafo 2. Los OR de los mercados de comercialización que a la vigencia de la presente Resolución presenten índices de pérdidas inferiores o iguales a las pérdidas reconocidas, no deberán presentar un Plan de Reducción de Pérdidas no técnicas. La variable CPROGj,m para este mercado será igual a cero y no podrá recibir ingresos por este concepto. Artículo 7. Evaluación del plan presentado por un OR. Como resultado del proceso de evaluación, análisis de la información y la aplicación de costos eficientes, la CREG aprobará el costo del Plan de reducción de pérdidas no técnicas de energía a cada OR y las metas de reducción de pérdidas presentadas por el mismo agente. Se verificará que el costo total del plan presentado por el OR no supere el costo total de referencia calculado con el modelo de costos de reducción de pérdidas de referencia a partir de las metas de pérdidas de energía solicitadas por el OR. El costo total del plan a aprobar será el menor entre el costo total del plan y el costo total de referencia. La CREG podrá aprobar un valor inferior al solicitado por el OR para la ejecución de su Plan, sin perjuicio de lo cual, el OR que acepte la ejecución del Plan deberá cumplir con las metas de reducción de pérdidas para cada período de evaluación. Artículo 8. Inicio del plan de reducción de pérdidas no técnicas de energía. Una vez en firme la resolución particular que apruebe un plan de reducción de pérdidas no técnicas a un OR, este deberá informar, en un plazo máximo de dos (2) meses, a la CREG, el LAC y a los comercializadores presentes en su mercado, su aceptación del plan y el inicio del cobro de la variable CPROGj aprobado para su sistema siendo la fecha de aceptación la misma fecha de inicio del Plan. Igualmente deberá publicar, en el mismo plazo, en un diario de amplia circulación en su área de influencia, un resumen del plan aprobado, y enviar copia de la publicación efectuada a la CREG. Parágrafo. En caso de no informar a la CREG la aceptación del plan en el plazo indicado, se entenderá que dicho agente no aceptó el plan de reducción de pérdidas no técnicas aprobado y por tanto no tendrá derecho a ningún cobro por este concepto, ni a volver a presentar un nuevo plan. Artículo 9. Seguimiento del plan de reducción de pérdidas no técnicas. Una vez iniciado el plan de reducción de pérdidas no técnicas, para revisar el cumplimiento de las metas aprobadas el LAC calculará los índices de pérdidas de acuerdo con la metodología definida en el ANEXO 6 de la presente resolución. Artículo 10. Causales para la suspensión del reconocimiento de los costos asociados con los planes de reducción de pérdidas. Serán causales de suspensión del reconocimiento de los costos asociados con los planes de reducción de pérdidas las siguientes: a) Incumplimiento en la meta de reducción de pérdidas en dos períodos de evaluación consecutivos. Se entiende que un OR incumple una meta cuando el resultado final de su índice se encuentra por encima del valor máximo permitido para el respectivo período de evaluación.
La CREG aplicará el mecanismo de verificación que se establece en el ANEXO 7 de la presente Resolución, sin perjuicio de la facultad de decretar otras pruebas conforme al artículo 108 de la Ley 142 de 1994. Artículo 18. Actualización, Liquidación y Recaudo del CPROGj,m Los cargos por concepto de remuneración de los planes de reducción de pérdidas serán actualizados y liquidados por el Liquidador y Administrador de Cuentas (LAC) y facturados y recaudados por los OR a los comercializadores que atienden Usuarios en su mercado de comercialización, siguiendo las disposiciones contenidas en el ANEXO 3 de la presente Resolución. Artículo 19. Variación del Costo Unitario de Prestación del Servicio. Los comercializadores no podrán efectuar incrementos mensuales superiores al 3% del Costo Unitario de Prestación del Servicio por la aplicación del cobro de la variable CPROGj,m. Artículo 20. 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 planes de reducción de pérdidas de cada Operador de Red, procede el recurso de reposición, 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 21. Vigencia. La presente resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial y deroga las disposiciones que le sean contrarias. Firma del proyecto
· Resumen del Plan: El cual debe incluir el costo total, el cálculo de la variable CAPj, el índice de pérdidas inicial y las metas para cada período de evaluación, según el formato definido en el numeral 1.1 del presente anexo.
· Balance de energía por nivel de tensión para el año anterior al de presentación de la solicitud, detallando el código SIC de cada Frontera Comercial, según lo expuesto en el ANEXO 4 de la presente resolución.
· Listado de todas las fronteras comerciales existentes en el Mercado de Comercialización del OR, señalando el tipo de frontera, el código SIC y el nivel de tensión asociado.
· Formato de actividades a desarrollar en el plan de reducción de pérdidas no técnicas como se presenta en el numeral 1.2 del presente anexo.
· Inventario de las redes antifraude existentes a la fecha de presentación del Plan, con los correspondientes códigos de transformadores de distribución asociados.
· El OR deberá contar con un procedimiento verificado por un auditor externo que garantice la actualización permanente de la información de georreferenciación la red y de la vinculación de usuarios a los circuitos y transformadores de aquellos que son intervenidos con el plan.
· Inventario georreferenciado de los equipos de medida instalados por el OR para realizar balances energéticos entre niveles de tensión y su ubicación en un diagrama unifilar del sistema, existentes a la fecha de presentación del plan.
· Inventario de los macromedidores existentes a la fecha de presentación del plan, relacionando el código del transformador donde se encuentra ubicado el equipo de medida.
· Inventario de los sistemas de medición centralizada existentes a la fecha de presentación del plan, relacionando el código del transformador donde se encuentra ubicado el equipo de medida.
· Listado de usuarios conectados directamente al STN en el Mercado de Comercialización del OR, indicando su ubicación y código SIC.
· Certificación del revisor fiscal detallando el código de las cuentas creadas en la contabilidad, que permitan el registro independiente de todas las actividades relacionadas con el plan de reducción de pérdidas no técnicas.
1.1 Formato resumen del plan de reducción de pérdidas no técnicas
1.2 Formato de actividades a desarrollar
2.1 Calculo de la variable CAPj
La variable CAPj corresponde a la anualidad a remunerar al Operador de Red por la ejecución del plan de reducción de pérdidas no técnicas. Con: Donde: CTPj: Costo total del plan de reducción de pérdidas no técnicas para el OR j, en pesos de diciembre de 2010, calculado de acuerdo con lo establecido en el numeral 2.2 de este Anexo. PPact_uj: Participación del total de la inversión eficiente en activos que son clasificados como activos de uso de la actividad de distribución de energía eléctrica, necesarios para la ejecución del plan de reducción de pérdidas no técnicas, respecto del costo del plan ajustado. PPact_nuj: Participación del total de la inversión eficiente en activos que no son clasificados como activos de uso de la actividad de distribución de energía eléctrica, necesarios para la ejecución del plan de reducción de pérdidas no técnicas, respecto del costo del plan ajustado. PPaomj: Participación del total de costos y gastos eficientes, necesarios para la ejecución del plan de reducción de pérdidas no técnicas, respecto del costo del plan ajustado. INVuk: Inversión en el año k en activos que son clasificados como activos de uso de la actividad de distribución de energía eléctrica, necesarios para la ejecución del plan de reducción de pérdidas no técnicas. INVnuk: Inversión en el año k en activos que no son clasificados como activos de uso de la actividad de distribución de energía eléctrica, necesarios para la ejecución del plan de reducción de pérdidas no técnicas. AOMk: Costos y gastos en el año k, necesarios para la ejecución del plan de reducción de pérdidas no técnicas. CPORj: Costo total del plan de reducción de pérdidas no técnicas, en pesos de diciembre de 2010, presentado por el OR j para su aprobación. r: Tasa de Retorno para la remuneración con la Metodología de Ingreso Regulado utilizada en la Resolución CREG 097 de 2008. Es igual a 13,0 %. AOMdj: Promedio anual de costos y gastos asociados con la recuperación de pérdidas de energía reconocidos en el AOM de la actividad de distribución de energía eléctrica según lo establecido en la Resolución CREG 097 de 2008. PAOMGj,04-07: Porcentaje de AOM gastado por el OR j, en el periodo 2004-2007. Valor utilizado en la aprobación de cargos por uso de acuerdo con la Resolución CREG 097 de 2008. PAOMj,ref: Porcentaje de AOM de referencia para el OR j. Valor utilizado en la aprobación de de cargos por uso de acuerdo con la Resolución CREG 097 de 2008 AOMPj,k: Gastos del OR j en planes de reducción de pérdidas de energía, durante los años k (de 2004 al 2007), donde K es el número de años con información reportada. Esta información corresponde a la entregada por los OR en respuesta a la Circular CREG 019 de 2010, en pesos de diciembre de 2010. En el caso de que un OR no haya reportado información en respuesta a esta Circular, esta variable se calculará de la siguiente manera: Donde: PA: Máximo porcentaje de gastos en reducción de pérdidas respecto al AOM gastado durante el periodo 2004-2007, calculado para los Operadores de Red que presentaron información en respuesta a la Circular CREG 019 de 2010. AOMGj,04-07: AOM gastado por el OR j, en el periodo 2004-2007. Valor utilizado en la aprobación de de cargos por uso de acuerdo con la Resolución CREG 097 de 2008
2.2 Costo total del plan
El costo total del plan de reducción de pérdidas no técnicas a aprobar a cada OR se determinará según la siguiente expresión: CTPj: Costo total del plan de reducción de pérdidas no técnicas para el OR j, en pesos de diciembre de 2010. CPCEj: Costo total del plan de reducción de pérdidas no técnicas, en pesos de diciembre de 2010, resultante de la aplicación del modelo de costos eficientes de que trata el numeral 2.3 del presente anexo. CPORj: Costo total del plan de reducción de pérdidas no técnicas, en pesos de diciembre de 2010, presentado por el OR j para su aprobación. 2.3 Calculo de la variable CPCEj La variable CPCEj se obtendrá a partir del modelo de optimización desarrollado por la CREG, considerando los índices de pérdidas iniciales de cada OR, el índice de pérdidas esperado al final del plan y los costos eficientes de reducción de pérdidas no técnicas obtenidos a partir de la información entregada por los OR en respuesta a la Circular 019 de 2010. El modelo de optimización será publicado por la Comisión mediante Circular aparte. 2.3.1 Listado de activos a reconocer Se incluyen las siguientes inversiones: Medidores de usuarios finales regulados que no cuenten con medidor a la fecha de presentación del plan y su costo no sea trasladado al usuario, medidores en la arranque de todas las líneas, medida en los puntos de entrada de cada nivel de tensión, Macromedidores instalados en transformadores de distribución e inversiones en redes antifraude y sistemas de medición centralizada. En el desarrollo de los planes de reducción de pérdidas de energía, en las redes de nivel de tensión 1 donde estén instalados o se vayan a instalar sistemas de medición centralizada, el Operador de Red podrá exigir a los Comercializadores que sus usuarios tengan un medidor que incluya el elemento de comunicaciones para interrogación remota y/o para lectura de consumos acumulados a través de un visualizador para lectura en terreno. El usuario podrá cambiar su medidor por uno de las calidades exigidas o acogerse a la medida dispuesta por el OR a través de su sistema de medición centralizada. En este último caso, el medidor no tendrá ningún costo para el usuario y la responsabilidad por su custodia es del OR. Se incluyen también las unidades constructivas relacionadas en el numeral 5.2 del Anexo General de la Resolución CREG 097 de 2008. Para activos de nivel de tensión 1 se reconocen los relacionados en el numeral 5.3 del mismo Anexo. Las inversiones realizadas con anterioridad a la fecha de presentación del Plan no se consideran dentro del cálculo de la remuneración de que trata la presente resolución. Tampoco se consideraran las inversiones realizadas o a efectuar con recursos de Fondos de la Nación, PRONE, FAER, FOES.
2.3.2 Listado de actividades a reconocer
Se incluyen las actividades relacionadas en el numeral 1.2 del ANEXO 1 de la presente resolución. Firma del proyecto
3.1 Determinación del cargo mensual
El cargo que debe ser cobrado a los usuarios finales en cada mercado de comercialización será calculado y publicado por el LAC los primeros cinco (5) días de cada mes, de la siguiente manera:
Donde:
CPROGj,m: Cargo en $/kWh por concepto del Plan de Reducción de Pérdidas no técnicas, del mercado de comercialización j, en el mes m.
CAPj: Costo anual del Plan de Reducción de Pérdidas ($), del mercado de comercialización j, aprobado al OR, calculado según lo expuesto en el numeral 2.1 del ANEXO 2 de la presente resolución.
VSTNj,m: Ventas en kWh a usuarios conectados directamente al STN que corresponden al mercado de comercialización j en el mes m. Corresponde a las lecturas tomadas directamente de los medidores de los usuarios conectados directamente al STN.
Eej,n,s: Energía de entrada al sistema del OR j en el Nivel de Tensión n, en el período de evaluación s, expresada en kWh, calculada como se establece en el numeral 4.1.3 del ANEXO 4.
IPTj,s: Índice de pérdidas totales de energía en el mercado de comercialización servido por el OR j, en el período de evaluación s, calculado como se establece en el numeral 4.1 del ANEXO 4.
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. 3.2 Liquidación y recaudo El LAC determinará el valor que cada Comercializador debe trasladar al OR en los plazos definidos en el reglamento de comercialización, de acuerdo con la siguiente expresión: Donde:
LCPROGi,j,m: Liquidación por concepto de CPROG, en pesos, en el mercado de comercialización j, por las ventas en el mes m, que facturará el OR j al comercializador i.
VCi,j,m-1: Ventas de energía del Comercializador i, en el mercado de comercialización j, durante el mes de consumo m-1, considerando las ventas a usuarios conectados directamente al STN que hacen parte del mercado de comercialización j, reportadas al SUI.
4.1 Pérdidas totales de energía y perdidas de energía en el Nivel de tensión 1 en los mercados de comercialización
4.1.1 Pérdidas totales de energía
Las pérdidas totales de energía en el mercado de comercialización servido por el OR j para el período de evaluación s son:
El índice de pérdidas totales de energía en el mercado de comercialización servido por el OR j para el período de evaluación s es:
PTj,s Pérdidas totales de energía en el mercado de comercialización servido por el OR j, para el período de evaluación s, expresadas en kWh. IPTj,s Índice de pérdidas totales de energía en el mercado de comercialización servido por el OR j, para el período de evaluación s. Eej,n,s Energía de entrada al sistema del OR j en el Nivel de Tensión n durante los períodos de evaluación s y s-1, expresada en kWh. Calculada como se establece en el numeral 4.1.3. Esj,n,s Energía de salida del sistema del OR j en el Nivel de Tensión n durante los períodos de evaluación s y s-1, expresada en kWh. Calculada como se establece en el numeral 4.1.4. FeNS,j,n,s Flujo de energía desde Niveles de Tensión superiores en el sistema del OR j, al Nivel de Tensión n, durante los períodos de evaluación s y s-1, expresado en kWh. Calculada como se establece en el numeral 4.1.6. FsOR,j,n,s Flujo de energía de salida desde el sistema del OR j en el Nivel de Tensión n, a otros STR y/o SDL, durante los períodos de evaluación s y s-1, expresado en kWh. Corresponde a la suma de las energías medidas en las fronteras comerciales entre OR, sin referir al STN, registradas en el ASIC n Corresponde al Nivel de Tensión para el cual se determina la energía. Toma los valores de 1, 2, 3 y 4. 4.1.2 Pérdidas de energía en el Nivel de Tensión 1 Para determinar las pérdidas del Nivel de Tensión 1, el ASIC debe realizar el balance de energía para los niveles de tensión superiores, empleando lo definido en el presente anexo. Las pérdidas de energía en el Nivel de Tensión 1 del sistema del OR j son:
El índice de pérdidas de energía en el Nivel de Tensión 1 del sistema del OR j es:
IPEj,1,s Índice de pérdidas de energía en el sistema del OR j, Nivel de Tensión 1 del sistema del OR j para el período de evaluación s.
PEj,1,s Pérdidas de energía en el sistema del OR j, en el Nivel de Tensión 1 durante los períodos de evaluación s y s-1, expresadas en kWh. Eej,1,s Energía de entrada al sistema del OR j en el Nivel de Tensión 1 durante los períodos de evaluación s y s-1, expresada en kWh. Calculada como se establece en el numeral 4.1.3. Esj,1,s Energía de salida del sistema del OR j, en el Nivel de Tensión 1 durante los períodos de evaluación s y s-1, expresada en kWh. Calculada como se establece en el numeral 4.1.4. 4.1.3 Cálculo de la energía de entrada para cada Nivel de Tensión La energía de entrada en cada uno de los Niveles de Tensión del sistema del OR j, se calcula como sigue:
Eej,n,s Energía de entrada al sistema del OR j en el Nivel de Tensión n durante los períodos de evaluación s y s-1, expresada en kWh. EeG,j,n,s Energía entregada por los generadores, incluyendo plantas menores, cogeneradores y autogeneradores, conectados directamente al sistema del OR j, en el Nivel de Tensión n, durante los períodos de evaluación s y s-1, expresada en kWh. Corresponde a la suma de las energías medidas en las fronteras comerciales, sin referir al STN, registrada en el ASIC para estos agentes. FeSTN,j,n,s Flujo de Energía del STN al sistema del OR j en el Nivel de Tensión n, durante los períodos de evaluación s y s-1, expresado en kWh. Corresponde a la suma de las energías medidas en las fronteras comerciales, sin referir al STN, registradas en el ASIC para los puntos de conexión del OR j al STN.
Esj,n,s Energía de salida del sistema del OR j en el Nivel de Tensión n, durante los períodos de evaluación s y s-1, expresada en kWh. EsVCI,j,n,s Ventas de energía del comercializador incumbente en el Nivel de Tensión n del sistema del OR j, durante los períodos de evaluación s y s-1. Corresponde a la suma de las ventas de energía a usuarios regulados y no regulados registradas en el SUI por el Comercializador incumbente, expresadas en kWh. Incluye la energía entregada a los auxiliares de las subestaciones que no están conectadas directamente al STN. EsVCP,j,n,s Ventas de energía en el sistema del OR j, en el Nivel de Tensión n, durante los períodos de evaluación s y s-1, por comercializadores distintos al integrado. Corresponde a la suma de las medidas en las fronteras comerciales, sin referir al STN, registradas en el ASIC por los comercializadores no integrados con el OR para la venta de energía a usuarios regulados y no regulados. Incluye la energía entregada a los auxiliares de las subestaciones que no están conectadas directamente al STN. FsSTN,j,n,s Flujo de energía de salida en el Nivel de Tensión n desde los puntos de conexión del OR j al STN, durante los períodos de evaluación s y s-1, expresado en kWh. Corresponde a la suma de las energías medidas en las fronteras comerciales, sin referir al STN, registradas en el ASIC para los puntos de conexión del OR j al STN. FsOR,j,n,s Flujo de energía de salida desde el sistema del OR j en el Nivel de Tensión n, a otros STR y/o SDL, durante los períodos de evaluación s y s-1, expresado en kWh. Corresponde a la suma de las energías medidas en las fronteras comerciales entre ORs, sin referir al STN, registradas en el ASIC. EsA,j,n,s Energía de salida desde el sistema del OR j, en el Nivel de Tensión n, a los auxiliares de plantas de generación y/o subestaciones del SIN, durante los períodos de evaluación s y s-1, expresada en kWh. Corresponde a la suma de las energías medidas las fronteras comerciales, sin referir al STN, registradas en el ASIC como auxiliares. n Corresponde al Nivel de Tensión para el cual se determina la energía de salida. Toma los valores de 1, 2, 3 y 4. En el cálculo de la variable Esj,n,s no se debe tener en cuenta la energía recuperada que se haya dejado de factura.
4.1.5 Pérdidas de energía reconocidas
Las pérdidas de energía reconocidas en cada uno de los Niveles de Tensión del sistema del OR j, se calculan como:
PRj,n,s Pérdidas de energía reconocidas en el sistema del OR j, en el Nivel de Tensión n, durante los períodos de evaluación s y s-1, expresadas en kWh. Eej,n,s Energía de entrada al sistema del OR j, en el Nivel de Tensión n, durante los períodos de evaluación s y s-1, expresada en kWh. Pj,n Índice de pérdidas reconocidas en el Nivel de Tensión n para el OR j aprobado en la Resolución de Cargos vigentes. n Corresponde al Nivel de Tensión para el cual se determinan las pérdidas de energía. Toma los valores de 2, 3 y 4 4.1.6 Energía de entrada desde Niveles de Tensión superiores La energía de entrada desde Niveles de Tensión superiores hacia cada uno de los Niveles de Tensión en el sistema del OR j, corresponde a:
FeNS,j,n,s Energía de entrada desde Niveles de Tensión superiores al Nivel de Tensión n, en el sistema del OR j, durante los períodos de evaluación s y s-1, expresada en kWh. Para el Nivel de Tensión 4, el valor de FeNS,j,4,m es cero. Eej,k,s Energía de entrada en el Nivel de Tensión superior k del sistema del OR j, durante los períodos de evaluación s y s-1, expresada en kWh. Esj,k,s Energía de salida del sistema del OR j, en el Nivel de Tensión superior k, durante los períodos de evaluación s y s-1, expresada en kWh. PRk,j,s Pérdidas de energía reconocidas en el Nivel de Tensión superior k, en el sistema del OR j, durante los períodos de evaluación s y s-1, expresadas en kWh. FDFj,kn,s Factor de distribución del flujo de energía en el sistema del OR j, desde el Nivel de Tensión superior k hacia el Nivel de Tensión n, durante los períodos de evaluación s y s-1. Para los dos primeros períodos de evaluación el factor debe ser calculado con base en los factores tenidos en cuenta en la Resolución de aprobación de cargos de cada OR. A partir del tercer período de evaluación este factor deberá ser informado por el OR al LAC con base en las medidas entre niveles efectuada. n Corresponde al Nivel de Tensión para el cual se determina la energía de salida. Toma los valores de 1, 2 y 3. k Corresponde al Nivel de Tensión superior. Toma los valores de 2, 3 y 4.
4.2 Pérdidas de energía a distribuir en los mercados de comercialización
Las pérdidas de energía a distribuir en el mercado de comercialización i, atendido por el OR j, en el mes m son: Donde, PAi,j,m Pérdidas de energía a distribuir entre los comercializadores del mercado de comercialización i, servido por el OR j, para el mes m, expresadas en kWh. PTSi,j,m Pérdidas totales de energía de la senda, en el mercado de comercialización i, servido por el OR j, para el mes m, expresadas en kWh. Calculadas como se indica en el numeral 4.2.1 PTci,j,m Pérdidas totales de energía calculadas para el mercado de comercialización i, servido por el OR j, para el mes m, expresadas en kWh. Calculadas como se indica en el numeral 4.2.2. PRi,j,,m Pérdidas reconocidas de energía para el mercado de comercialización i, servido por el OR j, para el mes m, expresadas en kWh. Calculadas como se indica en el numeral 4.2.5.
4.2.1 Pérdidas totales de energía de la senda
Las pérdidas totales de energía asociadas a la senda aprobada a un OR j son: PTSi,j,m Pérdidas totales de energía de la senda, en el mercado de comercialización i, servido por el OR j, para el mes m, expresadas en kWh. IPTSj,s Índice de pérdidas totales de energía de la senda, en el mercado de comercialización i, servido por el OR j, asignado para el periodo de evaluación s en la resolución de aprobación particular del OR j, aplicable al mes m. Eej,n,m Energía de entrada al sistema del OR j en el Nivel de Tensión n durante el mes m, expresada en kWh. Calculada como se establece en el numeral 4.2.3. FeNS,j,n,m Flujo de energía desde Niveles de Tensión superiores en el sistema del OR j, al Nivel de Tensión n, durante el mes m, expresada en kWh. Calculada como se establece en el numeral 4.2.6.
4.2.2 Pérdidas totales de energía calculadas
Las pérdidas totales de energía calculadas en el mercado de comercialización i, servido por el OR j, para el mes m, son:
PTci,j,s Pérdidas totales de energía calculadas para el mercado de comercialización i, servido por el OR j, para el mes m, expresadas en kWh. Eej,n,m Energía de entrada al sistema del OR j en el Nivel de Tensión n durante el mes m, expresada en kWh. Calculada como se establece en el numeral 4.2.3. Esj,n,m Energía de salida del sistema del OR j en el Nivel de Tensión n durante el mes m, expresada en kWh. Calculada como se establece en el numeral 4.2.4. FeNS,j,n,m Flujo de energía desde Niveles de Tensión superiores en el sistema del OR j, al Nivel de Tensión n, durante el mes m, expresada en kWh. Calculada como se establece en el numeral 4.2.6. n Corresponde al Nivel de Tensión para el cual se determina la energía. Toma los valores de 1, 2, 3 y 4.
4.2.3 Cálculo de la energía de entrada para cada Nivel de Tensión
La energía de entrada en cada uno de los Niveles de Tensión del sistema del OR j, se calcula como sigue:
Eej,n,m Energía de entrada al sistema del OR j en el Nivel de Tensión n durante el mes m, expresada en kWh. EeG,j,n,m Energía entregada por los generadores, incluyendo plantas menores, cogeneradores y autogeneradores, conectados directamente al sistema del OR j, en el Nivel de Tensión n, durante el mes m, expresada en kWh. Corresponde a la suma de las energías medidas en las fronteras comerciales, sin referir al STN, registrada en el ASIC para estos agentes. FeSTN,j,n,m Flujo de Energía del STN al sistema del OR j en el Nivel de Tensión n, durante el mes m, expresado en kWh. Corresponde a la suma de las energías medidas en las fronteras comerciales, sin referir al STN, registradas en el ASIC para los puntos de conexión del OR j al STN.
4.2.4 Cálculo de la energía de salida para cada Nivel de Tensión
La energía de salida en cada uno de los Niveles de Tensión del sistema del OR j, se calcula como:
Esj,n,m Energía de salida del sistema del OR j en el Nivel de Tensión n, durante el mes m, expresada en kWh. EsVFC,j,n,m Ventas de energía en las fronteras comerciales del Nivel de Tensión n, del mercado de comercialización servido por el OR j, para el mes m. Corresponde a la suma de las medidas en las fronteras comerciales, sin referir al STN, registradas en el ASIC para el mercado de comercialización servido por el OR j, para la venta de energía a usuarios regulados y no regulados. Incluye la energía entregada a los auxiliares de las subestaciones que no están conectadas directamente al STN EsVSFC,j,n,m Ventas de energía sin frontera comercial en el sistema del OR j, en el Nivel de Tensión n, durante el mes m. Corresponde al valor promedio para el periodo m=-12 a m=-1 de las ventas de energía a usuarios regulados y no regulados registradas en el SUI, expresadas en kWh. Incluye la energía entregada a los auxiliares de las subestaciones que no están conectadas directamente al STN. FsSTN,j,n,m Flujo de energía de salida en el Nivel de Tensión n desde los puntos de conexión del OR j al STN, durante el mes m, expresada en kWh. Corresponde a la suma de las energías medidas en las fronteras comerciales, sin referir al STN, registradas en el ASIC para los puntos de conexión del OR j al STN. FsOR,j,n,m Flujo de energía de salida desde el sistema del OR j en el Nivel de Tensión n, a otros STR y/o SDL, durante el mes m, expresada en kWh. Corresponde a la suma de las energías medidas en las fronteras comerciales entre OR, sin referir al STN, registradas en el ASIC. EsA,j,n,m Energía de salida desde el sistema del OR j, en el Nivel de Tensión n, a los auxiliares de plantas de generación y/o subestaciones del SIN, durante el mes m, expresada en kWh. Corresponde a la suma de las energías medidas las fronteras comerciales, sin referir al STN, registradas en el ASIC como auxiliares. n Corresponde al Nivel de Tensión para el cual se determina la energía de salida. Toma los valores de 1, 2, 3 y 4. En el cálculo de la variable no se debe tener en cuenta la energía recuperada que se haya dejado de factura
4.2.5 Pérdidas de energía reconocidas
PRj,n,m Pérdidas de energía reconocidas en el sistema del OR j, en el Nivel de Tensión n, durante el mes m, expresadas en kWh. Eej,n,m Energía de entrada al sistema del OR j, en el Nivel de Tensión n, durante el mes m, expresada en kWh. Pj,n Índice de pérdidas reconocidas en el Nivel de Tensión n, para el OR j, aprobado en la Resolución de Cargos vigentes. Para el nivel de tensión 1, corresponde al definido en el ANEXO 5 de esta resolución. n Corresponde al Nivel de Tensión para el cual se determinan las pérdidas de energía. Toma los valores de 1, 2, 3 y 4
4.2.6 Energía de entrada desde Niveles de Tensión superiores
La energía de entrada desde Niveles de Tensión superiores hacia cada uno de los Niveles de Tensión en el sistema del OR j, corresponde a:
FeNS,j,n,m Energía de entrada desde Niveles de Tensión superiores al Nivel de Tensión n, en el sistema del OR j, durante el mes m, expresada en kWh. Para el Nivel de Tensión 4, el valor de FeNS,j,4,m es cero. Eej,k,m Energía de entrada en el Nivel de Tensión superior k del sistema del OR j, durante el mes m, expresada en kWh. Esj,k,m Energía de salida del sistema del OR j, en el Nivel de Tensión superior k, durante los períodos de evaluación s y s-1, expresada en kWh. PRk,j,m Pérdidas de energía reconocidas en el Nivel de Tensión superior k, en el sistema del OR j, durante el mes m, expresadas en kWh. FDFj,kn,s Factor de distribución del flujo de energía en el sistema del OR j, desde el Nivel de Tensión superior k hacia el Nivel de Tensión n, durante el mes m. Para el primer mes de aplicación de la metodología contenida en esta Resolución, el factor debe ser calculado con base en los factores tenidos en cuenta en la Resolución de aprobación de cargos de cada OR. A partir del doceavo mes este factor deberá ser informado por el OR al LAC con base en las medidas entre niveles efectuadas. n Corresponde al Nivel de Tensión para el cual se determina la energía de salida. Toma los valores de 1, 2 y 3. k Corresponde al Nivel de Tensión superior. Toma los valores de 2, 3 y 4. Firma del proyecto
5.1 OR con pérdidas de Nivel de Tensión 1 inferiores a las reconocidas
Para los OR cuyo índice total de pérdidas de Nivel de Tensión 1, calculado al momento de la evaluación del plan, sea inferior al vigente reconocido, el índice de pérdidas a reconocer en un período de evaluación será determinado según las siguientes fórmulas: Para los dos primeros periodos de evaluación, las pérdidas reconocidas en el Nivel de Tensión 1, serán iguales a las reconocidas al inicio del mismo:
La evaluación de cumplimiento del plan consiste en el cálculo de los índices de pérdidas, su divulgación y la aplicación de la siguiente metodología:
1. El LAC calculará, para cada OR, los índices de pérdidas totales, IPTj,s, conforme a lo establecido en el ANEXO 4 de la presente resolución, dentro de los primeros cinco (5) días hábiles posteriores a la finalización del período de evaluación. Los resultados serán publicados por el LAC, junto con las metas aprobadas para cada OR, en su página web al siguiente día de su cálculo.
2. Los OR tendrán un plazo de tres (3) días hábiles a partir de la publicación de los resultados para presentar sus observaciones sobre éstos. En este caso el OR deberá enviar al LAC y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios las pruebas que demuestren los posibles errores de cálculo o que la información utilizada no corresponda con la realidad.
3. Si un OR cumple con las metas, se mantendrá la remuneración aprobada para el siguiente período de evaluación.
4. Un OR incumple la ejecución del plan cuando la variable IPTj,s se encuentra por encima IPTSj,s mas el factor de tolerancia aprobado al OR j, con base en lo establecido en la siguiente tabla:
En caso de que un mismo OR infrinja nuevamente el cumplimiento de las metas será sujeto de cancelación del Plan y el OR deberá devolver los ingresos recibidos, conforme a lo establecido en el Artículo 13 y el Artículo 14 de la presente resolución según corresponda.
5. Si al finalizar el período de evaluación siguiente al de la suspensión de la remuneración se encuentra que el OR no cumple con la meta aprobada para ese período, se cancelará la ejecución del plan y el OR deberá devolver los ingresos recibidos, conforme a lo establecido en el Artículo 13 y el Artículo 14 de la presente resolución según corresponda.
El OR podrá solicitar el ajuste de las metas aprobadas, bajo las siguientes condiciones:
7.1 Verificación de información de vínculos de usuarios a la red
La verificación consiste en la comparación de la información de vinculación de usuarios atendidos desde un mismo transformador existente en el formato 1 de la Resolución SSPD 20102400008055 del SUI o aquella que la complemente, modifique o sustituya, respecto de la encontrada en la visita de campo. El tamaño de la muestra se determinará con base en los transformadores donde sean instalados equipos que sean objeto de remuneración a través del Plan. Se considera incumplimiento cuando alguno de los usuarios encontrados en la visita no se encuentre registrado en la base de datos del SUI o presente información distinta a la registrada. La suspensión de la remuneración se deberá cumplir de manera inmediata a la fecha de detección de incumplimiento del parámetro. En este caso, el OR tendrá un plazo de seis (6) meses contados a partir de la fecha de detección del incumplimiento para actualizar su sistema y cumplir con el parámetro. Cuando haya transcurrido dicho período y el OR no haya corregido la situación, se considera un incumplimiento del plan y se procederá a la devolución de los ingresos según lo establecido en el Artículo 13 y el Artículo 14 de la presente resolución según corresponda.
7.2 Verificación de información de costos y gastos
En el caso de que la CREG encuentre que los ingresos obtenidos por la ejecución del plan sean superiores a la suma de los gastos más los excedentes, se considerará que los ingresos por este concepto son utilizados con otros fines y se procederá a la cancelación del plan. Para tal efecto, el OR debe crear en su contabilidad cuentas que permitan el registro independiente de todas las actividades relacionadas con los ingresos y los costos y gastos del plan y se deberá informar al SUI los códigos de cuentas bajo las cuales serán registrados los valores respectivos. En el informe del auditor, sobre la información anual de AOM de que trata la Resolución CREG 051 de 2010, se deberán consignar los costos y gastos en que se incurrió en la ejecución del plan de reducción de pérdidas no técnicas asociándolos con las respectivas cuentas del Sistema de Costos y Gastos y del PUC de la SSPD donde se reportaron. El Auditor deberá certificar que los anteriores valores no están incluidos en el valor de gastos de AOM reportado por los OR en cumplimiento de la citada resolución.
7.3 Verificación de infraestructura
El OR deberá indicar anualmente la ubicación y georeferenciación de los transformadores con redes de baja tensión construidas en ejecución del plan de reducción de pérdidas no técnicas. Esta información será comparada con el inventario de transformadores que cuenten con redes de baja tensión aisladas, semiaisladas, trenzadas o tipo antifraude, existentes al momento de la presentación del plan de reducción de pérdidas no técnicas. En caso de que el OR reporte, como parte de la ejecución del plan de reducción de pérdidas no técnicas, redes existentes a la fecha de solicitud del plan, se considerará causal de cancelación de la remuneración del plan. Firma del proyecto
8.1 Cálculo de los ingresos a devolver por parte del OR
Los ingresos a devolver se calcularán de la siguiente manera: ITDj: Ingreso total a devolver por el OR j, en pesos colombianos a la fecha de cálculo. t: Total de meses de los períodos de incumplimiento del plan previos a la suspensión del mismo y durante los cuales el OR recibió remuneración del plan de reducción de pérdidas no técnicas. I: Número total de Comercializadores en el mercado de comercialización del OR j durante los períodos de incumplimiento del plan previos a la suspensión del mismo LCPROGi,j,m: Liquidación por concepto de CPROG, en el mercado de comercialización j, por las ventas en el mes m, que facturará el OR j al comercializador i calculado según lo establecido en el numeral 3.2 del ANEXO 3 de esta Resolución. r: Corresponde a 1,5 veces el interés bancario corriente para la modalidad de crédito de consumo y ordinario, certificado por la Superintendencia Financiera, vigente en la fecha de cancelación del plan de reducción de pérdidas no técnicas. n: Exponente que se calcula de la siguiente manera: Ps: Número de meses entre la suspensión de la remuneración del plan de reducción de pérdidas no técnicas y la cancelación del plan. Pd: Número de meses durante los cuales el OR debe devolver los recursos recibidos. Su duración no podrá ser superior a seis meses.
Al siguiente mes de la suspensión de la ejecución del plan en un mercado de comercialización, la variable CPROGj,m tomará un valor negativo que será incluido en el Costo Unitario de Prestación del Servicio a la totalidad de usuarios del mercado de comercialización. Este valor será calculado y publicado por el LAC los primeros cinco (5) días de cada mes de la siguiente manera:
ITDj: Ingreso total a devolver por el OR j, en pesos colombianos a la fecha de cálculo.
VSTNj,m: Ventas en kWh a usuarios conectados directamente al STN que corresponden al mercado de comercialización j en el mes m. Corresponde a las lecturas tomadas directamente de los medidores de los usuarios conectados directamente al STN. Eej,n,s: Energía de entrada al sistema del OR j en el Nivel de Tensión n, en el período de evaluación s, expresada en kWh, calculada como se establece en el numeral 4.1.3. del ANEXO 4. IPTj,s: Índice de pérdidas totales de energía en el mercado de comercialización servido por el OR j, en el período de evaluación s, calculado como se establece en el numeral 4.1 del ANEXO 4.
8.3 Determinación del cargo mensual CPROGj,m con los recursos depositados en la Fiducia cuando se cancela la ejecución del Plan
Al siguiente mes de terminación de la devolución de ingresos por parte del OR, según lo establecido en el numeral 8.2 de este Anexo, se iniciará la devolución a los usuarios de los recursos depositados en la Fiducia. Para esto la variable CPROGj,m tomara un valor negativo que será incluido en el Costo Unitario de Prestación del Servicio a la totalidad de usuarios del mercado de comercialización durante un periodo de seis (6) meses. Este valor será calculado y publicado por el LAC los primeros cinco (5) días de cada mes de la siguiente manera:
ITFj: Ingreso total en la Fiducia constituida por el OR j, en pesos colombianos a la fecha de cálculo.
8.4 Liquidación y recaudo
Mensualmente el LAC determinará el valor que cada Comercializador debe descontar al OR del pago de los cargos de distribución que le corresponda, de acuerdo con la siguiente expresión: Donde:
LCPROGi,j,m: Liquidación por concepto de CPROG, en el mercado de comercialización j, por las ventas en el mes m, que facturará el OR j al comercializador i.
VCi,j,m: Ventas del Comercializador i, en el mercado de comercialización j, durante el mes de consumo m, considerando las ventas a usuarios conectados directamente al STN que hacen parte del mercado de comercialización j, reportadas al SUI.