RESOLUCIÓN 24 DE 2016

(febrero 25)

Diario Oficial No. 49.821 de 20 de marzo de 2016

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Por la cual se ordena hacer público un proyecto de resolución “por la cual se establece la metodología para la remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional”.

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS,

en ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los Decretos números 1524, 2253 de 1994 y 2696 de 2004,

CONSIDERANDO QUE:

Mediante la Resolución CREG 043 de 2013, la Comisión puso en conocimiento de las entidades prestadoras del servicio público domiciliario de energía eléctrica, los usuarios y demás interesados, las bases sobre las cuales la Comisión efectuará el estudio para determinar los principios generales, la metodología y fórmulas del siguiente periodo tarifario, para el establecimiento de los cargos por uso que remunerarán la actividad de distribución de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional. Lo anterior en cumplimiento de lo previsto en los numerales 11.1 y 11.2 del artículo 11 del Decreto número 2696 de 2004 cuya publicación se realizó en la página web de la CREG, el 10 de mayo de 2013.

Los estudios que se adelantaron por parte de la CREG en los temas de gastos eficientes por concepto de administración, operación y mantenimiento para la prestación del servicio, las unidades constructivas, las pérdidas eficientes en los sistemas de transmisión regional, la definición de la base regulatoria de activos, los niveles y metas de calidad del servicio y el reconocimiento de la energía reactiva; fueron publicados mediante las Circulares CREG 034, 036, 038 y 063 de 2014, en cumplimiento de lo previsto en el numeral 11.3 del artículo 11 del Decreto número 2696 de 2004.

Mediante las Resoluciones CREG 083 y 112 de 2014 se publicó la propuesta para determinar las tasas de retorno a utilizar en la remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica.

Los propósitos y lineamientos para la remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica para el periodo tarifario 2015-2019, se hicieron públicos con la expedición de la Resolución CREG 079 de 2014, publicada en la página web de la Comisión el 12 de junio de 2014.

Conforme a lo dispuesto por el numeral 11.4 del artículo 11 del Decreto número 2696 de 2004, que establece “tres (3) meses antes de la fecha prevista para que inicie el periodo de vigencia de las fórmulas tarifarias, se deberán hacer públicos en la página Web de la Comisión correspondiente los proyectos de metodologías y de fórmulas, los estudios respectivos y los textos de los proyectos de resoluciones”, la Comisión expidió para comentarios la Resolución CREG 179 de 2014, en la cual se propone la metodología para la remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional. Mediante las Circulares CREG 053 y 064 del año 2015 se publicaron los estudios realizados por la Comisión sobre calidad del servicio, en la Circular CREG 052 de 2015 sobreAOM y en la Circular CREG número 059 de 2015 sobre presentación de planes de inversión.

En esta resolución se incorporan los resultados del análisis de los comentarios recibidos sobre la propuesta publicada mediante la Resolución CREG 179 de 2014 y a los estudios publicados.

Los agentes solicitaron publicar para comentarios una nueva propuesta con metodología de remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su Sesión número 703 del 25 de febrero de 2016, acordó expedir esta resolución,

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. OBJETO. Hágase público el proyecto de resolución, “por la cual se establece la metodología para la remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional”.

ARTÍCULO 2o. PRESENTACIÓN DE COMENTARIOS, OBSERVACIONES Y SUGERENCIAS. <Artículo modificado por el artículo 1 de la Resolución 48 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> Se invita a los usuarios, a los agentes, a las autoridades locales, municipales y departamentales, a las entidades y a los demás interesados para que remitan sus observaciones o sugerencias sobre las propuestas contenidas en el proyecto de resolución adjunto, hasta el día 25 de abril de 2016.

Las observaciones y sugerencias sobre el proyecto deberán dirigirse al Director Ejecutivo de la Comisión, a la dirección: Avenida Calle 116 número 7-15, Interior 2 Oficina 901 o al correo electrónico creg@creg.gov.co.

ARTÍCULO 3o. VIGENCIA. La presente resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial y no deroga ni modifica disposiciones vigentes por tratarse de un acto de trámite.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 25 de febrero de 2016.

El Presidente,

TOMÁS GONZÁLEZ ESTRADA,

Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

JORGE PINTO NOLLA.

PROYECTO DE RESOLUCIÓN.

Por la cual se establece la metodología para la remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

En ejercicio de las atribuciones legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994, y los decretos 1524 y 2253 de 1994.

CONSIDERANDO QUE:

De acuerdo con lo previsto en los artículos 23, literales c) y d), y 41 de la Ley 143 de 1994, es función de la Comisión de Regulación de Energía y Gas definir la metodología para el cálculo y fijar las tarifas por el acceso y uso de las redes eléctricas, así como el procedimiento para hacer efectivo su pago.

Según lo previsto en la Ley 143 de 1994, artículo 6o, la actividad de distribución de energía eléctrica se rige por los principios de eficiencia, calidad, continuidad, adaptabilidad, neutralidad, solidaridad y equidad.

La Ley 143 de 1994, en su artículo 39, establece que “los cargos asociados con el acceso y uso de las redes del sistema interconectado nacional cubrirán, en condiciones óptimas de gestión, los costos de inversión de las redes de interconexión, transmisión y distribución, según los diferentes niveles de tensión, incluido el costo de oportunidad de capital, de administración, operación y mantenimiento, en condiciones adecuadas de calidad y confiabilidad, y de desarrollo sostenible. Estos cargos tendrán en cuenta criterios de viabilidad financiera”.

La Ley 143 de 1994, en su artículo 45, dispuso que “los costos de distribución que servirán de base para la definición de tarifas a los usuarios regulados del servicio de electricidad, por parte de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, tendrán en cuenta empresas eficientes de referencia según áreas de distribución comparables, teniendo en cuenta las características propias de la región, tomarán en cuenta los costos de inversión de las redes de distribución, incluido el costo de oportunidad de capital, y los costos de administración, operación y mantenimiento por unidad de potencia máxima suministrada. Además, tendrán en cuenta niveles de pérdidas de energía y potencia característicos de empresas eficientes comparables”.

Según lo dispuesto en los artículos 44 de la Ley 143 de 1994 y 87 de la Ley 142 del mismo año, el régimen tarifario para usuarios finales regulados de una misma empresa estará orientado por los criterios de eficiencia económica, suficiencia financiera, neutralidad, solidaridad y redistribución del ingreso, simplicidad y transparencia.

En virtud del principio de eficiencia económica definido por los artículos 44 de la Ley 143 de 1994 y 87 de la Ley 142 del mismo año, el régimen de tarifas procurará que éstas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo, garantizándose una asignación eficiente de recursos en la economía;

De acuerdo con el numeral 87.8 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994, toda tarifa tendrá un carácter integral, en el sentido de que supondrá una calidad y grado de cobertura del servicio, cuyas características definirán las comisiones reguladoras. Un cambio en estas características se considerará como un cambio en la tarifa.

Según lo establecido en el numeral 87.1 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994, en virtud del principio de eficiencia económica, se deben tener en cuenta “los aumentos de productividad esperados, y que éstos deben distribuirse entre la empresa y los usuarios, tal como ocurriría en un mercado competitivo”;

De conformidad con lo dispuesto en el artículo 92 de la Ley 143 de 1994, las comisiones pueden corregir en las fórmulas, “los índices de precios aplicables a los costos y gastos de la empresa con un factor que mida los aumentos de productividad que se esperan en ella, y permitir que la fórmula distribuya entre la empresa y el usuario los beneficios de tales aumentos”;

En virtud del principio de suficiencia financiera definido en los artículos 44 de la Ley 143 de 1994 y 87 de la Ley 142 del mismo año, se debe garantizar a las empresas eficientes la recuperación de sus costos de inversión y sus gastos de administración, operación y mantenimiento, y permitir la remuneración del patrimonio de los accionistas en la misma forma en la que lo habría remunerado una empresa eficiente en un sector de riesgo comparable.

Según lo previsto en el artículo 11 de la Ley 143 de 1994, bajo el régimen tarifario de libertad regulada le corresponde a la Comisión de Regulación de Energía y Gas fijar “los criterios y la metodología con arreglo a los cuales las empresas de electricidad podrán determinar o modificar los precios máximos para los servicios ofrecidos”.

En atención a lo previsto en la Ley 142 de 1994, en su artículo 18, todas las personas jurídicas están facultadas para hacer inversiones en empresas de servicios públicos.

De acuerdo con lo dispuesto en el Artículo 85 de la Ley 143 de 1994, las decisiones de inversión en distribución de energía eléctrica constituyen responsabilidad de aquellos que las acometan, quienes asumen en su integridad los riesgos inherentes a la ejecución y explotación de los proyectos.

El numeral 87.9 del artículo 87 de La Ley 142 de 1994 modificado por el artículo 99 de la Ley 1450 de 2011, estableció que “Las entidades públicas podrán aportar bienes o derechos a las empresas de servicios públicos domiciliarios, siempre y cuando su valor no se incluya en el cálculo de las tarifas que hayan de cobrarse a los usuarios y que en el presupuesto de la entidad que autorice el aporte figure este valor. Las comisiones de regulación establecerán los mecanismos necesarios para garantizar la reposición y mantenimiento de estos bienes. Lo dispuesto en el presente artículo no es aplicable cuando se realice enajenación o capitalización respecto de dichos bienes o derechos”.

Según lo establecido en el artículo 18 de la Ley 143 de 1994, “compete al Ministerio de Minas y Energía definir los planes de expansión de la generación y de la red de interconexión y fijar criterios para orientar el planeamiento de la transmisión y la distribución” y de acuerdo con esta misma norma “los planes de generación y de interconexión serán de referencia y buscarán orientar y racionalizar el esfuerzo del Estado y de los particulares para la satisfacción de la demanda nacional de electricidad en concordancia con el Plan Nacional de Desarrollo y el Plan Energético Nacional”.

Mediante el Decreto 387 de 2007, modificado por el Decreto 4977 de 2007, el Gobierno Nacional estableció políticas generales en relación con la actividad de comercialización, incluyendo a los usuarios del STN como parte de los mercados de comercialización.

Con la expedición del Decreto 388 de 2007, el Gobierno Nacional estableció las políticas y directrices relacionadas con el aseguramiento de la cobertura del servicio de electricidad y con la conformación de áreas de distribución de energía eléctrica, ADD, para eliminar diferencias de los costos de distribución entre los usuarios de los mercados que conforman cada una de ellas.

Mediante la Resolución CREG 097 de 2008 la Comisión de Regulación de Energía y Gas aprobó los principios generales y la metodología para el establecimiento de cargos por uso de los sistemas de transmisión regional y/o distribución local, la cual se encuentra vigente.

El artículo 19 de la Resolución CREG 097 de 2008 dispone que los cargos por uso de los sistemas de transmisión regional y distribución local que apruebe 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, y que vencido el periodo de vigencia los cargos por uso que apruebe la Comisión, éstos continuarán rigiendo hasta que la Comisión apruebe los nuevos.

Para la expedición de la metodología de remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica para el periodo tarifario 2015 – 2019, se siguió el procedimiento establecido en el artículo 11 del Decreto 2696 de 2004;

Mediante la Resolución CREG 043 de 2013, la Comisión puso en conocimiento de las entidades prestadoras del servicio público domiciliario de energía eléctrica, los usuarios y demás interesados, las bases sobre las cuales la Comisión efectuará el estudio para determinar los principios generales, la metodología y fórmulas del período siguiente, para el establecimiento de los cargos por uso que remunerarán la actividad de distribución de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional, la cual se publicó en la página web de la CREG, el 10 de mayo de 2013.

En relación con lo expuesto con la Resolución CREG 043 de 2013 se recibieron comentarios de las siguientes entidades: Dispac E-2013-006120, EEC E–2013-006124, Isagen E-2013-006146, Codensa E-2013-006155, Organización Corona E-2013-006166, Asocodis E–2013-006169, Electricaribe E-2013-006172, Emcali E-2013-006176, Familia E-2013-006179, Ceo E–2013-006180, Alumina E-2013-006185, Alumina E-2013-006186, Brinsa E-2013-006187, Andesco E-2013-006188, CNO E-2013-006190, Epsa E–2013-006191, Epm E-2013-006192, Gyptec E–2013-006193, Groupe SEB E-2013-006194, Alfagres E-2013-006195, Enertolima E-2013-006197, Pacific Stone E-2013-006199, Peldar E–2013–006202, Cementos tequendama E–2013-006203, Ingredion E–2013–006205, Worldtex E-2013-006206, Carvajal E-2013-006207, Papeles y cartones E-2013-006208, Epsa E–2013–006209, Goodyear E-2013-006261 y Ebsa E-2013-006391.

En la Resolución CREG 079 de 2014 se hicieron públicos los propósitos y lineamientos para la remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica para el periodo tarifario 2015 – 2019.

Sobre el contenido de la Resolución CREG 079 de 2014 se recibieron comentarios por parte de las siguientes empresas: Isagen E-2014-006634, Asocodis E-2014-006662, EPSA E–2014-006683, Caribe E-2014-006686, Goodyear E-2014-006688, Peldar E–2014-006690, Criystal E-2014-006691, Sigra E-2014-006692, Andesco E–2014-006693, EPM E–2014-006694, Cosenit E-2014-006695, Codensa E–2014-006696, Linde E–2014-006697, EEC E-2014-006698, Groupe SEB E–2014-006700, Ingredión E-2014-006701, Cementos tequendama E–2014–006702, Dispac E–2014-006699, Dispac E-2014-006703, Familia E–2014-006704, Diaco E–2014-006705, EBSA E-2014-006707, Corpacero E–2014-006708, Tolima E–2014-006710, Electroporcelana E-2014-006711, Transelca E–2014–006713, Ceo E-2014-006716, Aciem Bolivar E–2014–006717, Papeles y cartones E-2014-006736, Alfagres E–2014–006747, Postobon E-2014-006755, Aciem Bolivar E-2014-006760, Emcali E-2014-006974 y EEP E-2014-007027.

Mediante las circulares CREG 034, 036, 038 y 063 del año 2014 se publicaron los estudios realizados por la Comisión sobre metodología de remuneración, unidades constructivas, calidad del servicio y energía reactiva, algunos de los cuales fueron presentados el 9 de septiembre de 2014. Lo anterior, en cumplimiento de lo previsto en el numeral 11.3 del artículo 11 del Decreto 2696 de 2004.

La Comisión expidió para comentarios la Resolución CREG 179 de 2014, en la cual se propone la metodología para la remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional;

Respecto al contenido de la Resolución CREG 179 de 2014 se recibieron comentarios por parte de las siguientes empresas: Abdon Sanchez Castillo – E–2015-001674 y E-2015-001678, 3M – E–2015–003599 y E-2015-003642, Innovari - E-2015-003785 y E–2015-004987, Andesco - E-2015-005032, Asocodis - E-2015-005048, Emcali - E-2015-005053, Siemens - E-2015-005079, Ebsa - E-2015-005090, Epsa – E_2015-005094, Caribe - E-2015-005098, Fedepalma - E-2015-005099, Incauca - E-2015-005100, Alumina – E–2015–005103, Procables - E-2015-005105, Isagen - E-2015-005106, Brinsa - E-2015-005107, Goodyear - E-2015-005108, Codensa - E-2015-005109, Dispac - E-2015-005110, Gyptec - E-2015-005113, Crystal - E-2015-005114, Peldar - E-2015-005116, Emma y Cia – E–2015–005117, Groupe SEB - E-2015-005118, Asoenergia - E-2015-005121, Ingredion –E–2015–005122, Papelsa – E–2015–005123, Pacific stone – E–2015–005124, EEC - E-2015-005125, Celsia - E-2015-005127, Gyptec – E–2015-005128, CEO - E-2015-005129, Apfagres – E–2015-005130, Corona – E–2015-005131, Diaco - E-2015-005133, EEP – E–2015-005134, UPME – E–2015-005135, EMSA - E-2015-005136, Carvajal – E–2015-005137, Gyptec – E–2015-005138, Cosenit - E-2015-005139, EPM – E–2015-005140, Familia – E–2015-005141, Vatia - E-2015-005143, Tolima – E–2015-005150, Mac Jhonson - E-2015-005152, Postobon - E-2015-005153, Enerco - E-2015-005154, Asocaña - E-2015-005155, Enerca - E-2015-005156, CNO - E-2015-005164, ENERCA - E-2015-005171, Huila - E-2015-005186, CEO - E-2015-005190, ANDI – E–2015–005207, Yara - E-2015-005208, Transelca – E–2015-005037, Celsa – E–2015-005022, Colsubsidio - E-2015-005387, Asociación ingenieros EEB – E–2015-005436, XM - E-2015-005421, SSPD – E–2015-005497, Asocaña – E–2015-009649, Chec - E-2015-009784, Ingeniería colombiana – E–2015–009962, Acoplasticos - E-2015-010269 y Celsia – E–2015–012939.

Mediante las circulares CREG 053 y 064 del año 2015 se publicaron los estudios realizados por la Comisión sobre calidad del servicio, en la Circular CREG 052 de 2015 sobre AOM y en la Circular CREG 059 de 2015 sobre presentación de planes de inversión.

El Decreto 1623 de 2015 establece lineamientos de política para la expansión de la cobertura del servicio de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional y en las Zonas No Interconectadas.

Mediante la resolución CREG 095 de 2015 se definió la metodología para el cálculo de la tasa de descuento que se aplicará en la actividad de distribución de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional.

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. OBJETO. Mediante esta resolución se adopta la metodología, fórmulas tarifarias y otras disposiciones para la remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica en el SIN.

ARTÍCULO 2o. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución aplica a todos los agentes económicos que prestan el servicio de distribución de energía eléctrica y a todos los usuarios que utilizan el servicio.

ARTÍCULO 3o. DEFINICIONES. Para la interpretación y aplicación de esta resolución, se tendrán en cuenta, además de las definiciones establecidas en las leyes 142 y 143 de 1994, en el Decreto 388 de 2007 y en las resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes:

Activos de conexión del OR al STN: son los bienes que se requieren para que un operador de red se conecte físicamente al sistema de transmisión nacional.

Se consideran como activos de conexión del OR al STN las siguientes UC: la bahía de transformador con tensión mayor o igual a 220 kV, el transformador con una tensión primaria mayor o igual a 220 kV y, secundaria o terciaria, cualquier tensión inferior a 220 kV y las bahías de transformador de los lados de baja tensión. En las subestaciones del STN con configuración de anillo o interruptor y medio no se remunerarán, a través de cargos por uso de la actividad de distribución, las bahías con tensión mayor o igual a 220 kV.

Los activos de conexión del OR al STN se remunerarán mediante cargos por uso y por lo tanto hacen parte de la base regulatoria de activos. El OR es el responsable por la operación y mantenimiento de estos activos.

Cuando estos activos sean compartidos por dos o más OR, éstos deberán acordar cuál de ellos se encargará de la operación y el mantenimiento y el valor a remunerar entre ellos por dichas actividades.

Activos de conexión a un STR o a un SDL: son los bienes que se requieren para que un OR se conecte físicamente a un sistema de transmisión regional o a un sistema de distribución local de otro OR. También son activos de conexión los utilizados exclusivamente por un usuario final para conectarse a los niveles de tensión 4, 3, 2 o 1. Un usuario está conectado al nivel de tensión en el que está instalado su equipo de medida individual.

Los activos de conexión utilizados para conectar un OR al STR o al SDL de otro OR serán considerados en el cálculo de los cargos por uso del OR que se conecta y su operación y mantenimiento estarán bajo su responsabilidad.

Cuando estos activos sean compartidos por dos o más OR, éstos deberán acordar cuál de ellos se encargará de la operación y el mantenimiento y el valor a remunerar entre ellos por dichas actividades.

A partir de la entrada en vigencia de la presente resolución y durante dos años calendario, se preservan las situaciones particulares y concretas consolidadas con anterioridad a la entrada en vigencia de la Resolución CREG 097 de 2008 en las que, en los términos y con el alcance de la definición de activos de conexión a un STR o a un SDL prevista en el artículo 12 de la Resolución CREG 082 de 2002, se tengan varios usuarios finales usando activos de conexión al SDL y con la medida en el nivel de tensión 1 y la respectiva solicitud de conexión haya sido presentada en los términos del numeral 4 del anexo general de la Resolución CREG 070 de 1998. A estos usuarios se les cobrarán cargos por uso del nivel de tensión 2 o 3 y para la determinación del consumo se debe referir la medida al nivel de tensión que corresponda utilizando el factor de pérdidas del nivel de tensión 1.

A partir del tercer año calendario de vigencia de la presente resolución los activos de conexión serán los utilizados exclusivamente por un solo usuario final.

Activos de nivel de tensión 1: son los conformados por las redes de transporte que operan a tensiones menores a 1 kV y los transformadores con voltaje secundario menor a 1 kV que las alimentan para atender dos o más usuarios, incluyendo las protecciones y equipos de maniobra asociados, sin incluir los que hacen parte de instalaciones internas. Estos activos son considerados activos de uso.

Activos de uso de STR y SDL: son aquellos activos de transporte de electricidad que operan a tensiones inferiores a 220 kV que son utilizados por más de un usuario y son remunerados mediante cargos por uso de STR o SDL.

Activos en operación: son aquellos activos eléctricos que forman parte de un sistema utilizado de forma permanente en la actividad de distribución de energía eléctrica, incluyendo aquellos que están normalmente abiertos. Se entiende por sistemas normalmente abiertos aquellos que se encuentran disponibles para entrar en servicio en forma inmediata cuando se requieran.

Activos no eléctricos: son aquellos activos que no hacen parte de la infraestructura de transporte de energía eléctrica de los OR, pero que son requeridos para cumplir con su objeto social. Hacen parte de estos activos, entre otros, los siguientes: edificios (sedes administrativas, bodegas, talleres, etc.) maquinaria y equipos (grúas, vehículos, herramientas, etc.) equipos de cómputo y equipos de comunicaciones.

Activo no operativo: activo que estando disponible no se puede operar debido a la indisponibilidad de otro activo diferente a los que conforman su grupo de activos.

AOM: valor de los gastos de administración, operación y mantenimiento correspondientes a la actividad de distribución de energía eléctrica en los STR y SDL.

Base regulatoria de activos, BRA: valor de los activos utilizados para la prestación del servicio por parte del OR, está compuesta por activos eléctricos, activos no eléctricos y terrenos, este valor sirve de referencia para la remuneración de los ingresos asociados con las inversiones del OR para la prestación del servicio.

Capacidad disponible del activo: la capacidad disponible del activo es la parte de este que queda en operación en caso de un evento.

Carga o Capacidad Instalada. Es la carga instalada o capacidad nominal que puede soportar el componente limitante de una instalación o sistema eléctrico, declarada al momento de efectuar una conexión a un sistema determinado.

Cargos por uso del OR: son los cargos, expresados en $/kWh acumulados para cada nivel de tensión, que remuneran a un OR las inversiones en los activos de uso de los SDL y STR y los gastos de AOM en los que incurre para la prestación del servicio.

Centro nacional de despacho, CND: entidad encargada de la planeación, supervisión y control de la operación integrada de los recursos de generación, interconexión y transmisión del sistema interconectado nacional, teniendo como objetivo una operación segura, confiable y económica, con sujeción a la reglamentación vigente y a los acuerdos del CNO.

Conexión y acceso a redes: es el derecho que tiene todo usuario a utilizar las redes del sistema de transmisión nacional, de un sistema de transmisión regional y/o un sistema de distribución local, previo el cumplimiento de las normas que rijan el servicio, el pago de las retribuciones que correspondan y el principio de eficiencia consignado en la Ley.

Consignación: es el procedimiento mediante el cual un transmisor solicita, y el CND estudia y autoriza la intervención de un equipo, de una instalación o de parte de ella.

Consignación de emergencia: es el procedimiento mediante el cual se autoriza, previa declaración del agente responsable, la realización de un mantenimiento y/o desconexión de un equipo o activo del SIN, de una instalación o de parte de ella, cuando su estado ponga en peligro la seguridad de personas, de equipos o de instalaciones de tal forma que no es posible cumplir con el procedimiento de programación del mantenimiento respectivo.

Costos medios del operador de red: son los costos unitarios de inversión, administración, operación y mantenimiento calculados para cada OR expresados en $/kWh para cada nivel de tensión.

Disponibilidad: se define como el tiempo total sobre un período dado, durante el cual un activo de uso estuvo en servicio, o disponible para el servicio. La disponibilidad siempre estará asociada con la capacidad nominal del activo, en condiciones normales de operación.

Energía no suministrada: estimación de la cantidad de energía que no puede ser entregada cuando se presentan eventos en el sistema. La estimación de la energía no suministrada se realiza con base en las disposiciones que para tal fin se establecen en la regulación.

Evento: situación que causa la indisponibilidad parcial o total de un activo de uso y que ocurre de manera programada o no programada.

Fecha de corte: es el 31 de diciembre del año inmediatamente anterior al de la fecha de presentación de la solicitud de aprobación de ingresos.

Grupo de activos: grupo conformado por activos cuyas funcionalidades se encuentran interrelacionadas entre sí.

Índice de precios del productor, IPP: corresponde al índice de precios del productor de la serie oferta interna publicado mensualmente por el Departamento Nacional de Estadística, DANE.

Indisponibilidad: se define como el tiempo sobre un período dado, durante el cual un activo de uso no estuvo en servicio o disponible para el servicio, con toda o parte de su capacidad nominal. Un activo estará indisponible cuando no esté disponible para el servicio, independientemente de que su función esté siendo suplida por otro activo del SIN.

Inventario reconocido: hace referencia a los activos incluidos en la base de activos con la cual le fue aprobado el ingreso anual de los activos de nivel de tensión 4 de cada OR.

Liquidador y administrador de cuentas, LAC: Entidad encargada de la liquidación y administración de cuentas de los cargos por uso de las redes del sistema interconectado nacional que le sean asignadas y de calcular el ingreso regulado de los transportadores, de acuerdo con las disposiciones contenidas en la regulación vigente.

Mantenimiento mayor: mantenimiento de activos de uso de los STR que requiere un tiempo mayor a las máximas horas anuales de indisponibilidad fijadas para el grupo de activos al que pertenece ese activo.

Mercado de comercialización: conjunto de usuarios regulados y no regulados conectados a un mismo sistema de transmisión regional y/o distribución local, servido por un mismo OR. También hacen parte del mercado de comercialización los usuarios conectados directamente al STN del área de influencia del respectivo OR.

Migración de usuarios a niveles de tensión superiores, MUNTS: es la conexión de un usuario final al sistema de un OR en un nivel de tensión superior al que se encontraba conectado.

Niveles de tensión: los STR y SDL se clasifican por niveles, en función de la tensión nominal de operación, según la siguiente definición:

Nivel 4: sistemas con tensión nominal mayor o igual a 57,5 kV y menor a 220 kV.

Nivel 3: sistemas con tensión nominal mayor o igual a 30 kV y menor de 57,5 kV.

Nivel 2: sistemas con tensión nominal mayor o igual a 1 kV y menor de 30 kV.

Nivel 1: sistemas con tensión nominal menor a 1 kV.

Nodo: punto donde se conectan físicamente varios elementos de un sistema eléctrico. Normalmente es el barraje de una subestación.

Operador de red de STR y SDL, OR: persona encargada de la planeación de la expansión, las inversiones, la operación y el mantenimiento de todo o parte de un STR o SDL, incluidas sus conexiones al STN. Los activos pueden ser de su propiedad o de terceros. Para todos los propósitos son las empresas que tienen cargos por uso de los STR o SDL aprobados por la CREG. El OR siempre debe ser una empresa de servicios públicos domiciliarios. La unidad mínima de un SDL para que un OR pueda solicitar a la CREG aprobación de costos corresponde a las redes que atiendan la totalidad de los usuarios de un Municipio.

Pérdidas eficientes de energía: corresponden a las pérdidas técnicas de energía en los niveles de tensión 4, 3 y 2, en el nivel de tensión 1 son la suma de las pérdidas técnicas de energía más las pérdidas no técnicas reconocidas.

Pérdidas no técnicas de energía: energía que se pierde en un mercado de comercialización por motivos diferentes al transporte y transformación de la energía eléctrica.

Pérdidas técnicas de energía: energía que se pierde en los STR y/o SDL a causa del transporte y la transformación de la energía eléctrica.

Pérdidas totales de energía: energía total que se pierde en un mercado de comercialización.

Plan de gestión de pérdidas de energía: conjunto de actividades que debe ejecutar un OR para reducir o mantener el índice de pérdidas en su sistema.

SAIDI: indicador de calidad que representa la duración promedio de las interrupciones de un sistema de distribución en un periodo de tiempo establecido, por sus siglas en inglés System Average Interruption Duration Index.

SAIFI: indicador de calidad que representa la cantidad promedio de interrupciones de un sistema de distribución en un periodo de tiempo establecido, por sus siglas en inglés System Average Interruption Frecuency Index.

Senda de reducción de pérdidas: trayectoria del índice de pérdidas totales de energía que un OR deberá seguir en un período determinado para lograr un índice de pérdidas de energía menor al inicial.

Sistema de distribución local, SDL: sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan en los niveles de tensión 3, 2 y 1 y son utilizados para la prestación del servicio en un mercado de comercialización.

Sistema de transmisión regional, STR: sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por los activos de conexión del OR al STN y el conjunto de líneas, equipos y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan en el nivel de tensión 4. Los STR pueden estar conformados por los activos de uno o más OR.

Sistema de transmisión nacional, STN: es el sistema de transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, equipos de compensación y subestaciones que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV, los transformadores con este nivel de tensión en el lado de baja y los correspondientes módulos de conexión.

Supervisión: adquisición, en forma directa o indirecta, de información de variables operativas del SIN y procesamiento de la misma, sin que esto implique control operativo de tales variables.

Tasa de retorno: tasa establecida para la actividad de distribución de energía eléctrica.

Trabajos debidos a la ejecución del plan de inversiones: son las actividades necesarias para la entrada en operación comercial de un generador de los activos que componen los proyectos de expansión y demás que hagan parte del plan de inversiones que la CREG le haya aprobado al OR.

Transmisor regional, TR: persona jurídica que opera y transporta energía eléctrica en un STR o que ha constituido una empresa cuyo objeto es el desarrollo de dichas actividades. En el ejercicio de su actividad, es responsable por la calidad del sistema que opera, así como las demás normas asociadas con la distribución de energía eléctrica en un STR.

Unidad constructiva, UC: conjunto de elementos que conforman una unidad típica de un sistema eléctrico, destinada a la conexión de otros elementos de una red, al transporte o a la transformación de la energía eléctrica, o a la supervisión o al control de la operación de activos de los STR o SDL.

Unidad constructiva especial: es aquella que por sus características técnicas no se puede tipificar en ninguna de las UC definidas en la presente resolución.

Usuario: persona natural o jurídica que se beneficia con la prestación de un servicio público, bien como propietario del inmueble en donde éste se presta, o como receptor directo del servicio. A este último usuario se le denomina también consumidor. Para los efectos de esta resolución se denominará usuario final.

Usuario conectado directamente al STN: es el usuario final del servicio de energía eléctrica conectado al STN mediante equipos destinados en un 100% a su uso exclusivo. También lo es el usuario que a la fecha de entrada en vigencia de la Resolución CREG 097 de 2008 estaba reconocido como usuario conectado directamente al STN

Un usuario conectado directamente al STN pertenece al mercado de comercialización del OR que atiende la mayor cantidad de usuarios en el municipio donde se encuentre ubicado. Cuando el usuario conectado directamente al STN está ubicado en un municipio donde no existan usuarios conectados a ningún OR del SIN, pertenecerá al mercado de comercialización del OR que atienda la mayor cantidad de usuarios en el departamento donde se encuentre ubicado.

Usuario del STR o SDL: Es el usuario final del servicio de energía eléctrica, OR, generador, cogenerador o autogenerador conectado al STR o al SDL.

ARTÍCULO 4. 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 SDL variarán según los índices de calidad del servicio prestado.

b. La base regulatoria de activos de los niveles de tensión 4, 3 y 2 correspondiente a los activos en operación a diciembre de 2007 se determinará a partir del valor implícito en los cargos de distribución vigentes y para los activos que entraron en operación a partir de enero de 2008 a la fecha de corte se determinará con base en los inventarios.

c. La base regulatoria de activos del nivel de tensión 1 correspondiente a los activos en operación a diciembre de 2007 se determinará a partir del valor implícito en los cargos de distribución vigentes y para los activos que entraron en operación a partir de enero de 2008 a la fecha de corte se empleará los costos medios por circuito de cada OR.

d. Cuando el OR demuestre que existen activos en operación que por su error no fueron reportados como parte del inventario de activos utilizado para la aplicación de la metodología contenida en la Resolución CREG 097 de 2008, estos se podrán considerar para la definición de la base regulatoria inicial de activos clasificándolos en el rango de activos k = 1.

e. Los OR podrán presentar UC especiales para lo cual deberán suministrar la información correspondiente dentro de la respectiva actuación administrativa.

f. Los costos anuales de los STR se determinarán a partir de los activos de uso pertenecientes al nivel de tensión 4, de las conexiones al STN de los OR y los activos de uso aprobados en los planes de inversión.

g. Los costos anuales de los SDL se determinarán a partir de los activos de uso pertenecientes a los niveles de tensión 3, 2 y 1, los activos de uso aprobados en los planes de inversión y los pagos de cargos por uso entre OR.

h. La remuneración de los planes de gestión de pérdidas se efectuará con base en los costos eficientes de reducción y mantenimiento de pérdidas de los OR y se mantendrá siempre y cuando el OR cumpla con las metas aprobadas.

i. Para compartir las mejoras de productividad de la red con los usuarios, los cargos de 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

j. Los usuarios y las personas naturales o jurídicas que sean propietarios de activos de nivel de tensión 1 pagarán cargos de este nivel de tensión, descontando la parte del cargo que corresponda a la inversión.

k. Los usuarios conectados en el nivel de tensión 1 de barrios subnormales pagarán cargos del nivel de tensión donde se conecta el transformador de distribución secundaria.

l. El comercializador cobrará al usuario los cargos por uso del nivel de tensión donde se encuentre conectado su sistema de medición.

m. Los cargos por uso resultantes de aplicar la metodología contenida en esta resolución remunerarán el uso de la infraestructura y los gastos de AOM necesarios para llevar la energía eléctrica desde los puntos de conexión al STN, hasta el punto de conexión de los usuarios finales a los STR o SDL. Estos cargos por uso no incluyen los costos de conexión del usuario al respectivo sistema.

n. La responsabilidad por la administración, operación, mantenimiento, AOM, y reposición de los activos de conexión es del usuario que se conecta al sistema. Se exceptúa el AOM de los activos de conexión del nivel de tensión 1, circuitos y transformadores de conexión de capacidades iguales o inferiores a 30 kVA y con equipo de medida en el nivel de tensión 1, el cual debe ser realizado por el OR sin que se requiera ningún pago adicional al de AOM de nivel de tensión 1.

o. Un OR 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 99 de la Ley 1450 de 2011.

p. Los cargos del STR serán facturados por el LAC a los comercializadores, con base en la demanda de cada comercializador, y distribuidos entre los OR y TR que operan activos en ese sistema, así hayan sido activos ejecutados directamente por los OR o como resultado de un proceso de selección.

q. Los cargos de los niveles de tensión 3, 2 o 1 serán facturados por el OR a los comercializadores con base en la demanda de los usuarios que atiende el comercializador y el nivel de tensión al que están conectados los usuarios.

r. Los cargos acumulados por uso de cada nivel de tensión los facturarán los comercializadores a sus usuarios regulados y no regulados, dependiendo del nivel de tensión al que estén conectados estos usuarios.

s. 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 se pague por ello.

t. 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.

u. Los comercializadores aplicarán cargos por uso del 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 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.

v. Los ingresos que perciben los OR por concepto de contratos de capacidad de respaldo, MUNTS, de compartición de infraestructura y de energía reactiva serán tenidos en cuenta en la liquidación del ingreso correspondiente.

w. La elaboración del plan de inversiones y la identificación, priorización y ejecución de las inversiones que lo conforman es de entera responsabilidad del OR.

ARTÍCULO 5. INFORMACIÓN BASE PARA EL CÁLCULO DE LOS INGRESOS. Para la aprobación de los ingresos de un OR se tendrá en cuenta, principalmente, la siguiente información:

a. Inventarios de activos de uso de los niveles de tensión 4, 3 y 2 de responsabilidad del OR que deban ser remunerados mediante cargos por uso.

b. 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 99 de la Ley 1450 de 2011.

c. Áreas de los terrenos donde están ubicadas las subestaciones junto con su valor catastral.

d. Cantidad de energía transportada en cada nivel de tensión durante los doce meses que finalizan en la fecha de corte

e. Cantidad de energía registrada en todas las fronteras comerciales, durante los doce meses que finalizan en la fecha de corte.

f. Cantidad de energía vendida por todos los comercializadores del mercado en el mercado de comercialización reportada al SUI, por nivel de tensión, durante los doce meses que finalizan en la fecha de corte. 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.

g. Información de los transformadores con secundario en 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.

h. Información contable reportada al SUI para los cinco (5) años calendario que finalizan en la fecha de corte.

i. Información de indicadores de calidad registrada en el SUI, para los cinco (5) años calendario que finalizan en la fecha de corte.

j. Información sobre eventos en los activos del STR reportados por los OR.

k. Ingresos por la explotación de la infraestructura remunerada a través de cargos por uso por concepto de respaldo y por otras actividades diferentes a la de distribución de energía eléctrica, durante los cinco (5) años que finalizan en la fecha de corte.

l. Información de planes de inversión en expansión, reposición, calidad, pérdidas y tecnología.

PARÁGRAFO. Para las empresas resultantes de fusiones o desintegraciones la información base, según la antigüedad con que sea requerida en esta resolución, comprenderá la de las empresas que dieron lugar a la fusión o a la desintegración.

ARTÍCULO 6. CONTENIDO DE LA SOLICITUD DE APROBACIÓN DE INGRESOS. Dentro de los noventa (90) 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:

a. Cálculo de ingresos anuales por el uso de los activos del STR y SDL, los cuales, deberán calcularse de conformidad con lo establecido en el capítulo 2.

b. Memorias de cálculo con la totalidad de las variables utilizadas para la solicitud de aprobación ingresos, en los formatos definidos por la Comisión.

En esta misma oportunidad los OR deberán suministrar el diagrama unifilar de las redes de los niveles de tensión 4, 3 y 2, especificando todas las conexiones a otros OR 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 7. CÁLCULO DE LOS CARGOS DE LOS STR Y SDL. Los cargos de los STR y SDL serán calculados por el LAC de acuerdo con lo establecido en los capítulos 1 y 10.

ARTÍCULO 8. NUEVOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN. Quienes pretendan operar nuevos sistemas de distribución que se constituyan con posterioridad a la entrada en vigencia de la presente resolución, deberán obtener previamente la aprobación de costos y cargos por parte de la CREG. Con la solicitud de aprobación de cargos por uso de STR o SDL, el agente deberá reportar el listado de municipios a atender.

a. Cuando se trate de la conformación de nuevos sistemas a partir de la división de activos de un OR existente, los respectivos agentes deberán someter en forma previa, para la aprobación de la CREG, la información de que trata esta resolución para los nuevos sistemas que van a operar.

b. Un OR 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 costos por parte de la Comisión.

c. Cuando se trate de la unificación de los sistemas de dos o más OR, los costos para el nuevo sistema se calcularán: i) sumando los ingresos anuales de los niveles de tensión, ii) ponderando las pérdidas de energía con base en la energía útil de cada nivel de tensión de los OR antes de la unificación.

ARTÍCULO 9. ÍNDICES DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA Y PLANES DE GESTIÓN DE PÉRDIDAS. Las pérdidas de energía en cada nivel de tensión se establecerán con base en la información disponible de cada sistema, acorde con lo contenido en el capítulo 8, y servirán para definir los índices de referencia al STN.

Con base en lo establecido en el Decreto 387 de 2008<sic, 2007> y 1937 de 2013, se definirán planes de gestión de pérdidas mediante los cuales se remunerarán los planes de reducción de pérdidas y, para aquellos OR que hayan alcanzado los índices de referencia, los planes de mantenimiento de pérdidas; acorde con lo descrito en el capítulo 8.

Los autogeneradores podrán adelantar estudios que demuestren los beneficios en reducción de pérdidas de energía con base en los cuales podrán compartir dichos beneficios con el OR del sistema al que se conecten, como resultado del mutuo acuerdo entre las partes.

ARTÍCULO 10. 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 6.

Para los SDL la calidad del servicio de distribución prestado por un OR se evaluará anualmente en términos de la calidad media brindada a los usuarios conectados a estos niveles de tensión, comparándola con las metas establecidas para cada OR. En función de las mejoras o desmejoras en la calidad media del servicio prestado respecto de las metas establecidas, el OR podrá obtener un aumento o disminución de sus ingresos y deberá compensar a los usuarios a quienes no les entregue una calidad mínima, definida por la CREG para cada grupo de calidad, con base en la metodología descrita en el capítulo 6.

ARTÍCULO 11. ACTUALIZACIÓN Y LIQUIDACIÓN DE LOS CARGOS POR USO DE STR Y SDL. Los cargos por uso por nivel de tensión serán calculados, actualizados y publicados por el LAC.

ARTÍCULO 12. CONFORMACIÓN DE LOS STR Y SDL. Para efectos de la liquidación de cargos por uso se establecen los STR definidos en el capítulo 9.

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 13. TRATAMIENTO DE ACTIVOS DE CONEXIÓN AL STN. Los activos de conexión del OR al STN que utilizan los OR serán considerados en el cálculo de los costos del STR y se remunerarán vía cargos por uso, sin perjuicio de los contratos de conexión que existan con el propietario de los activos.

Los usuarios finales pagarán los cargos por uso del nivel de tensión donde se encuentren conectados sus activos de conexión.

PARÁGRAFO. Para las situaciones particulares y concretas consolidadas con anterioridad a la entrada en vigencia de la Resolución CREG 097 de 2008 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, el LAC publicará y usará el listado de fronteras de usuarios conectados directamente al STN registrados en la oportunidad citada y excluirá dicha demanda de energía de participar en los cargos por uso de los niveles de tensión 3, 2 o 1.

ARTÍCULO 14. MIGRACIÓN DE USUARIOS A NIVELES DE TENSIÓN SUPERIORES. En cualquier momento los usuarios de los SDL podrán solicitar al OR del sistema al cual se conectan, a través de su comercializador, el cambio de nivel de tensión de su conexión, previo el cumplimiento de los siguientes requisitos ante el respectivo OR:

a. Existencia de capacidad disponible en el punto de conexión de nivel de tensión superior.

b. Acuerdo de pago de los costos asociados con la migración de nivel de tensión, según lo establecido en el capítulo 12.

PARÁGRAFO: El OR deberá aprobar el cambio del nivel de tensión dentro de los quince (15) días siguientes al de la solicitud cuando exista la capacidad y el usuario haya justificado la necesidad y acordado el pago de los costos previstos en el literal b de este artículo.

El valor total del costo asociado con la migración de nivel de tensión debe ser reportado por el OR al LAC durante el mes siguiente al de celebración del contrato para que su valor sea descontado del ingreso del respectivo nivel de tensión del OR. El LAC debe llevar un registro de las migraciones entre niveles de tensión reportadas por los OR.

ARTÍCULO 15. 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 11. 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.

PARÁGRAFO 1. Una vez sea acordado el contrato, el valor debe ser informado al LAC para el cálculo de los ingresos del OR. El LAC debe llevar un registro de los contratos de respaldo en los SDL y STR.

PARÁGRAFO 2. Cuando no se contrate el servicio de capacidad de respaldo o no se disponga de la capacidad requerida para la prestación del servicio, los OR no estarán obligados a garantizar la disponibilidad.

ARTÍCULO 16. TRANSPORTE DE ENERGÍA REACTIVA. El OR o usuario final pagarán por el transporte de energía reactiva de acuerdo con lo establecido en el capítulo 13, siempre que se superen los límites establecidos en cada caso.

El OR podrá conectar equipos de medida de energía reactiva para identificar a aquellos usuarios 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 17. TRATAMIENTO DE ACTIVOS DE CONEXIÓN Y ACTIVOS DE USO. Los activos que sean declarados para ser remunerados mediante cargos por uso al momento de la solicitud de aprobación de ingresos por parte del OR, 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 1o. 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 2o. 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 18. REMUNERACIÓN DE PROYECTOS DE EXPANSIÓN DE COBERTURA EN ZONAS INTERCONECTARLES AL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL, SIN.

En aplicación del Decreto 1623 de 2015, los OR deberán presentar en la solicitud de remuneración y anualmente, los proyectos de expansión de cobertura de su área de influencia de acuerdo con los criterios y reglas establecidas en el capítulo 16 de la presente resolución.

ARTÍCULO 19. DECISIÓN SOBRE APROBACIÓN DE LOS INGRESOS DE CADA OR. Una vez presentada la información por los OR, y adelantada la correspondiente actuación administrativa que garantice el derecho al debido proceso de los interesados, de conformidad con los procedimientos establecidos por la ley, la Comisión procederá a aprobar los ingresos anuales de que trata la presente resolución.

PARÁGRAFO. Cuando el OR no someta a aprobación de la CREG la solicitud de cargos en el plazo previsto, la Comisión fijará los ingresos anuales de cada nivel de tensión con la información disponible y sin incorporar ingresos asociados con los planes de inversión, 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 20. COSTO ASOCIADO CON LA VERIFICACIÓN DE INFORMACIÓN. Los costos asociados con la verificación de información, de existencia de activos, de gastos y de calidad del servicio serán asumidos por los OR. Los criterios para las verificaciones serán definidos posteriormente por la Comisión.

ARTÍCULO 21. VIGENCIA DE LOS CARGOS POR USO. Los 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. 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 22. DEROGATORIAS. La presente resolución deroga aquellas disposiciones que le sean contrarias.

Publíquese y cúmplase.

Firma del proyecto,

El Presidente,

TOMÁS GONZÁLEZ ESTRADA,

Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

JORGE PINTO NOLLA.

ANEXO GENERAL.

CONTENIDO

CAPÍTULO 1. CÁLCULO DE CARGOS

1.1 CARGOS POR USO

1.1.1 Cargos por uso de nivel de tensión 4

1.1.2 Cargos por uso de nivel de tensión 3

1.1.3 Cargos por uso de nivel de tensión 2

1.1.4 Cargos por uso de nivel de tensión 1

1.1.5 Cargos por incentivos de calidad del servicio

1.2 CARGOS POR NIVEL DE TENSIÓN

1.2.1 Cargos del nivel de tensión 4

1.2.2 Cargos del nivel de tensión 3

1.2.3 Cargos del nivel de tensión 2

1.2.4 Cargos del nivel de tensión 1

1.3 ACTUALIZACIÓN Y LIQUIDACIÓN DE CARGOS

1.3.1 ACTUALIZACIÓN, LIQUIDACIÓN Y RECAUDO DE LOS CARGOS DE STR

1.3.2 ACTUALIZACIÓN Y LIQUIDACIÓN DE LOS CARGOS DE SDL

CAPÍTULO 2. CÁLCULO DE LOS INGRESOS DE LOS OR

2.1 INGRESOS DE LOS OR EN EL NIVEL DE TENSIÓN 4

2.2 INGRESOS DE LOS TR EN EL NIVEL DE TENSIÓN 4

2.3 INGRESOS DE NIVEL DE TENSIÓN 3

2.4 INGRESOS DE NIVEL DE TENSIÓN 2

2.5 INGRESOS DE NIVEL DE TENSIÓN 1

2.6 INGRESOS POR OTROS CONCEPTOS

2.7 FACTOR PARA CALCULAR VALORES MENSUALES

CAPÍTULO 3. INGRESO ANUAL POR INVERSIÓN EN ACTIVOS

3.1 BASE REGULATORIA DE ACTIVOS

3.1.1 Base regulatoria de activos eléctricos

3.1.2 Base regulatoria de activos no eléctricos

3.2 RECUPERACIÓN DE CAPITAL RECONOCIDA

3.2.1 Recuperación de capital de activos de la BRA inicial

3.2.2 Recuperación de capital de activos nuevos

3.2.3 Recuperación de capital adicional

3.2.4 Ajuste de la variable recuperación de capital al final del periodo tarifario

3.3 BASE REGULATORIA DE TERRENOS

CAPÍTULO 4. INGRESO ANUAL POR GASTOS DE AOM

4.1 AOM BASE A RECONOCER

4.1.1 AOM inicial

4.1.2 AOM objetivo

4.1.3 AOM demostrado

4.1.4 AOM remunerado

4.1.5 AOM por niveles de tensión

4.2 VALOR DE AOM PARA NUEVAS INVERSIONES

4.3 VERIFICACIÓN DEL VALOR ANUAL DE AOM

CAPÍTULO 5. INGRESO ANUAL POR INCENTIVOS

5.1 INCENTIVOS POR INVERSIONES Y GASTOS

5.1.1 INCENTIVOS POR EFICIENCIA EN INVERSIONES

5.1.2 INCENTIVOS POR EFICIENCIA EN AOM

5.2 INCENTIVOS POR EFICIENCIA EN CALIDAD DEL SERVICIO

CAPÍTULO 6. CALIDAD DEL SERVICIO

6.1 CALIDAD DEL SERVICIO EN LOS STR

6.1.1 Activos sujetos al esquema de calidad

6.1.2 Bases de datos

6.1.3 Reglamento para el reporte de eventos

6.1.4 Máximas horas anuales de indisponibilidad

6.1.5 Máximos permitidos de indisponibilidad

6.1.6 Indisponibilidad de los activos de uso del STR

6.1.7 Estimación de la capacidad disponible

6.1.8 Eventos excluidos

6.1.9 Procedimiento para los mantenimientos mayores

6.1.10 Activos que entran en operación comercial

6.1.11 Valor de referencia para compensación

6.1.12 Remuneración en algunos casos de indisponibilidad

6.1.13 Compensaciones

6.1.14 Informe sobre ENS

6.1.15 Zona excluida de CNE

6.1.16 Límite de los valores a compensar

6.2 CALIDAD DEL SERVICIO EN LOS SDL

6.2.1 Interrupciones del servicio de energía

6.2.2 Grupos de calidad para la medición

6.2.3 Calidad promedio del sistema

6.2.4 Niveles de calidad individual

6.2.5 Usuarios que inyectan energía a la red

6.2.6 Contratos de calidad extra

6.2.7 Requisitos del esquema de incentivos y compensaciones

6.2.8 Información básica para la aplicación del esquema de incentivos

6.2.9 Verificaciones a la Información

6.2.10 Responsabilidades de información sobre la calidad en los SDL

6.2.11 Calidad en empresas o en redes que se interconecten al SIN

CAPÍTULO 7. PLANES DE INVERSIÓN

7.1 CRITERIOS DE GENERALES

7.2 PRESENTACIÓN DE LOS PLANES DE INVERSIÓN

7.3 CONTENIDO DE LOS PLANES DE INVERSIÓN

7.3.1 Diagnóstico

7.3.2 Proyectos de inversión motivados en la atención de demanda

7.3.3 Proyectos de inversión no motivados en la atención de demanda

7.4 APROBACIÓN DE LOS PLANES DE INVERSIÓN

7.5 SEGUIMIENTO DE LOS PLANES DE INVERSIÓN

7.6 AJUSTE DE LOS PLANES DE INVERSIÓN

7.7 PUBLICIDAD Y DIFUSIÓN DE LOS PLANES DE INVERSIÓN

CAPÍTULO 8. PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA

8.1 PÉRDIDAS RECONOCIDAS POR NIVEL DE TENSIÓN

8.1.1 Pérdidas eficientes

8.1.2 OR que presentaron estudio según la Resolución CREG 172 de 2011

8.1.3 OR que no presentaron estudio según la Resolución CREG 172 de 2011

8.2 DETERMINACIÓN DE LOS FACTORES PARA REFERIR AL STN

8.3 PLAN DE GESTIÓN DE PÉRDIDAS

8.3.1 Requisitos para la presentación del plan.

8.3.2 Cálculo del costo del plan.

8.3.3 Inicio y seguimiento del plan de reducción de pérdidas.

8.3.4 Liquidación, Recaudo y Actualización del CPROGj,m.

8.3.5 Suspensión, cancelación del plan y devolución de ingresos.

8.3.6 Cálculo de índices de pérdidas

8.3.7 Cálculo de flujos de energía

CAPÍTULO 9. CONFORMACIÓN DE STR

9.1 STR NORTE

9.2 STR CENTRO-SUR

CAPÍTULO 10. CARGOS HORARIOS

10.1 CURVAS DE CARGA TÍPICAS POR NIVEL DE TENSIÓN

10.2 PERIODOS DE CARGA MÁXIMA, MEDIA Y MÍNIMA

10.3 CÁLCULO DE CARGOS HORARIOS

CAPÍTULO 11. CARGOS POR RESPALDO DE LA RED

CAPÍTULO 12. COSTOS ASOCIADOS CON MUNTS

CAPÍTULO 13. COSTOS DE TRANSPORTE DE ENERGÍA REACTIVA

CAPÍTULO 14. UC PARA VALORACIÓN DE ACTIVOS NUEVOS

14.1 UC DE NIVELES DE TENSIÓN 4, 3 Y 2.

14.1.1 UC asociadas a subestaciones

14.1.2 UC asociadas a líneas

14.2 COSTOS ACTIVOS DE NIVEL DE TENSIÓN 1.

14.3 CATEGORÍAS DE UNIDADES CONSTRUCTIVAS

CAPÍTULO 15. UC PARA VALORACIÓN DE ACTIVOS BRA INICIAL

15.1 UC DE NIVELES DE TENSIÓN 4, 3 Y 2

15.2 CATEGORÍAS DE UNIDADES CONSTRUCTIVAS

CAPÍTULO 16. REMUNERACIÓN DE PROYECTOS DE EXPANSIÓN DE COBERTURA EN ZONAS INTERCONECTABLES

16.1 ALCANCE

16.2 CRITERIOS PARA LA PRESENTACIÓN DE LOS PROYECTOS

16.3 PRIORIZACIÓN DE PROYECTOS

16.4 SOLICITUD ANUAL DE REMUNERACIÓN

16.5 VALORACIÓN DE LOS PROYECTOS

16.6 OBLIGACIONES DE LOS OR

16.7 CÁLCULO DEL INCREMENTO TARIFARIO

16.8 FORMATO DE REPORTE DE INFORMACIÓN

CAPÍTULO 17. INFORMACIÓN PARA LA SOLICITUD DE INGRESOS

17.1 DIAGNÓSTICO

17.2 INFORMACIÓN DE AOM

17.3 PROYECTOS DE INVERSIÓN MOTIVADOS EN LA ATENCIÓN DE DEMANDA

17.4 PROYECTOS DE INVERSIÓN NO MOTIVADOS EN LA ATENCIÓN DE DEMANDA

17.4.1 Proyectos de inversión tipo III

17.4.2 Proyectos de inversión tipo IV

17.5 SISTEMA DE GESTIÓN DE ACTIVOS

CAPÍTULO 18. ÍNDICES DE RIESGO POR MUNICIPIO

CAPÍTULO 1.

CÁLCULO DE CARGOS.

1.1 CARGOS POR USO

El LAC calculará mensualmente los cargos por uso de cada nivel de tensión de acuerdo con las siguientes expresiones.

1.1.1 Cargos por uso de nivel de tensión 4

El LAC calculará para cada STR los cargos por uso de nivel de tensión 4 de la siguiente manera:

Donde:

Dt4,R,m,t:	Cargo por uso del nivel de tensión 4 del STR R para el mes m del año t, en $/kWh.
CD4,R,m,t:	Cargo del nivel de tensión 4 del STR R, en el mes m del año t, en $/kWh, calculado según lo establecido en el numeral 1.2.1.
PR4,j:	Factor para referir las medidas de energía del nivel de tensión 4 del OR j al STN, calculado según lo establecido en el numeral 8.2.

1.1.2 Cargos por uso de nivel de tensión 3

Para cada uno de los OR, el LAC calculará los cargos por uso de nivel de tensión 3 de la siguiente manera:

Donde:

Dt3,j,m,t:	Cargo por uso del nivel de tensión 3 del OR j para el mes m del año t, en $/kWh.
CD4,R,m,t:	Cargo del nivel de tensión 4 del STR R, en el mes m del año t, en $/kWh, calculado según lo establecido en el numeral 1.2.1.
CD3,j,m,t:	Cargo del nivel de tensión 3 del OR j, en el mes m del año t. en $/kWh, calculado según lo establecido en el numeral 1.2.2.
PR3,j:	Factor para referir las medidas de energía del nivel de tensión 3 del OR j al STN, calculado conforme a lo establecido en el numeral 8.2.

1.1.3 Cargos por uso de nivel de tensión 2

Para cada uno de los OR, el LAC calculará los cargos por uso de nivel de tensión 2 de la siguiente manera:

Donde:

Dt2,j,m,t:	Cargo por uso del nivel de tensión 2 del OR j para el mes m en el año t, en $/kWh,
CD4,R,m,t:	Cargo del nivel de tensión 4 del STR R, en el mes m del año t, en $/kWh, según lo establecido en el numeral 1.2.1.
CD2,j,m,t:	Cargo del nivel de tensión 2 del OR j, en el mes m del año t, en $/kWh, calculado según lo establecido en el numeral 1.2.3.
PR2,j:	Factor para referir las medidas de energía del nivel de tensión 2 del OR j al STN, calculado conforme a lo establecido en el numeral 8.2.

1.1.4 Cargos por uso de nivel de tensión 1

Para cada uno de los OR, el LAC calculará los cargos por uso de nivel de tensión 1 de la siguiente manera:

Donde:

Dt1,j,m,t:	Cargo por uso del nivel de tensión 1 del OR j para el mes m en el año t, en $/kWh,
CD4,R,m,t:	Cargo del nivel de nivel de tensión 4 del STR R, en el mes m del año t, en $/kWh, según lo establecido en el numeral 1.2.1.
PR1,j:	Factor para referir las medidas de energía del nivel de tensión 1 del OR j al STN, calculado conforme a lo establecido en el numeral 8.2.
CD2,j,m,t:	Cargo del nivel de nivel de tensión 2 del OR j, en el mes m del año t. en $/kWh, según lo establecido en el numeral 1.2.3.
Pj,1:	Índice de pérdidas del OR j en el nivel de tensión 1, calculado conforme a lo establecido en los numerales 8.1.2 y 8.1.3
CDI1,j,m,t:	Cargo de inversión del nivel de tensión 1 del OR j, en el mes m del año t, en $/kWh, calculado según lo establecido en el numeral 1.2.4.1.
CDA1,j,m,t:	Cargo de AOM del nivel de tensión 1 del OR j, en el mes m del año t. en $/kWh, según lo establecido en el numeral 1.2.4.2.

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, de la variable Dt_1,j,m,t, el cargo de inversión del nivel de tensión 1 del OR j, CDI1,j,m,t, en la fracción que corresponda. Con este propósito:

a) El OR deberá reportar mensualmente al comercializador respectivo el listado de usuarios finales asociados a activos de nivel de tensión 1 que sean de propiedad de los usuarios. El comercializador deberá hacer el respectivo descuento a partir del mes siguiente al de la fecha de recepción de dicha información por parte del OR.

b) Cuando la propiedad de los activos de nivel de tensión 1 sea compartida con el OR, de tal forma que el usuario sea propietario del transformador o de la red secundaria, el comercializador liquidará el 50 % del respectivo cargo máximo.

Cuando se requiera la reposición de activos de nivel de tensión 1 que son de propiedad del usuario, éste podrá reponerlos y continuará pagando los cargos de nivel de tensión 1 con el descuento que corresponda. El usuario en un plazo no superior a 2 días hábiles a partir de la salida del servicio de los activos de su propiedad deberá informar al OR si decide o no reponerlos; si el usuario no se pronuncia o decide no reponerlos informará al OR y éste efectuará la reposición en plazo de 72 horas a partir del momento en que recibe el aviso del usuario o del cumplimento de los dos días hábiles mencionados. A partir del momento de la reposición por parte del OR el usuario dejará de percibir el descuento mencionado. Exclusivamente para los efectos de esta disposición, se entiende por reposición el cambio de la totalidad de las redes de nivel de tensión 1 o el cambio de la totalidad del transformador.

c) En cualquier caso, los cargos que remuneran gastos de administración, operación y mantenimiento serán cubiertos por los usuarios y en tal virtud, el OR será el responsable de dichas actividades sobre la totalidad de activos de nivel de tensión 1, al margen de quién sea su propietario, para lo cual deberá ejecutar las actividades relacionadas con el mantenimiento en este nivel, como mínimo con una periodicidad anual.

1.1.5 Cargos por incentivos de calidad del servicio

El LAC calculará los cargos asociados con el desempeño en la calidad del servicio del SDL para cada nivel de tensión de cada OR de la siguiente manera:

Donde:

Dtcsn,j,m,t:	Cargo por desempeño en la calidad del servicio del OR j en el nivel de tensión n en el mes m del año t, en $/kWh.
INCCj,n,t:	Ingreso anual por incentivos asociados con la calidad del servicio del OR j en el nivel de tensión n, en el año t, según lo establecido en el numeral 5.2.
CONPj,n,t-1:	Compensaciones no pagadas a usuarios en mora del OR j en el nivel de tensión n en el año t-1.

CONPj,t-1:	Valor total compensaciones no pagadas por el OR j durante el año t-1, según lo establecido en el numeral 6.2.4.3.
Pj,n:	Índice de pérdidas del OR j en el nivel de tensión n, calculado conforme a lo establecido en los numerales 8.1.2 y 8.1.3
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 de acuerdo con lo establecido en el numeral 8.3.7.1.
IPPm-1:	Índice de precios del productor del mes m-1.
IPPo:	Índice de precios del productor de la fecha de corte.

1.2 CARGOS POR NIVEL DE TENSIÓN

El LAC calculará mensualmente los cargos de cada nivel de tensión de acuerdo con las siguientes expresiones.

1.2.1 Cargos del nivel de tensión 4

Para cada uno de los STR, el LAC estimará el cargo de nivel de tensión 4 así:

Donde:

CD4,R,m,t:	Cargo de nivel de tensión 4 del STR R, en el mes m del año t, en $/kWh.
IMj,4,R,m,t:	Ingreso mensual del OR j en el nivel de tensión 4 perteneciente al STR R en el mes m del año t, en pesos, calculado según lo establecido en el numeral 2.1.
J:	Número total de OR que operan activos en el STR R.
IMTRr,R,m,t:	Ingreso mensual del TR r, en el STR R para el mes m del año t, en pesos, calculado según lo establecido en el numeral 2.2.
R:	Número total de TR con activos de uso en el STR R.
Eej,4,m-1	Energía de entrada al sistema del OR j en el nivel de tensión 4 durante el mes m-1, expresada en kWh, calculada de acuerdo con lo establecido en el numeral 8.3.7.1.
JR:	Número total de OR que conforman el STR R.

1.2.2 Cargos del nivel de tensión 3

Los cargos para el nivel de tensión 3 se calculan según la siguiente expresión:

Donde:

CD3,j,m,t:	Cargo del nivel de tensión 3 del sistema del OR j, en el mes m del año t, en $/kWh.
IAj,3,m,t:	Ingreso del OR j en el nivel de tensión 3, en el mes m del año t, según el numeral 2.3.
Oj,3:	Valor anual por concepto de conexiones en el nivel de tensión 3 del sistema del OR j al sistema de otro OR. Este valor se definirá como un número fijo en la resolución particular de cada OR.
Pj,3:	Índice de pérdidas del OR j en el nivel de tensión 3, calculado conforme a lo establecido en los numerales 8.1.2 y 8.1.3.
Eej,3,m	Energía de entrada al sistema del OR j en el nivel de tensión 3, durante el mes m, expresada en kWh y calculada de acuerdo con lo establecido en el numeral 8.3.7.1

El valor anual por concepto de conexiones al sistema de otro OR en el nivel de tensión 3 se calcula de la siguiente manera:

Donde:

Oj,3:	Valor anual por concepto de conexiones en el nivel de tensión 3 del sistema del OR j al sistema de otro OR. Este valor se definirá como un número fijo en la resolución particular de cada OR.
NC3j:	Número de conexiones con otros OR, que inyectan energía en el nivel de tensión 3 del OR j.
CDf,3:	Cargo del nivel de tensión 3 de referencia para el OR que exporta energía en la conexión f.
EIj,f:	Energía importada por el OR j a través de la conexión f.

1.2.3 Cargos del nivel de tensión 2

Los cargos para el nivel de tensión 2 se calculan según lo establecido en la siguiente expresión:

Donde:

CD2,j,m,t:	Cargo del nivel de tensión 2 del sistema del OR j, en el mes m del año t, en $/kWh.
IAj,2,m,t:	Ingreso del OR j en el nivel de tensión 2, en el mes m del año t, según lo establecido en el numeral 2.4.
Oj,2:	Valor anual por concepto de conexiones en el nivel de tensión 2 del sistema del OR j al sistema de otro OR.
CD3-2,j,m,t:	Cargo del nivel de tensión 3 que se remunera parcialmente en el nivel de tensión 2 para el OR j en el mes m del año t. Este valor se definirá como un número fijo en la resolución particular de cada OR.
Pj,2:	Índice de pérdidas del OR j en el nivel de tensión 2, calculado conforme a lo establecido en los numerales 8.1.2 y 8.1.3.
Eej,2,m	Energía de entrada al sistema del OR j en el nivel de tensión 2, durante el mes m, expresada en kWh y calculada de acuerdo con lo establecido en el numeral 8.3.7.1.

El valor anual por concepto de conexiones al sistema de otro OR en el nivel de tensión 2 se calcula de la siguiente manera:

Donde:

Oj,2:	Valor anual por concepto de conexiones en el nivel de tensión 2 del sistema del OR j al sistema de otro OR. Este valor se definirá como un número fijo en la resolución particular de cada OR.
NC2j:	Número de conexiones con otros OR, que inyectan energía en el nivel de tensión 2 del OR j.
CDf,2:	Cargo del nivel de tensión 2 de referencia para el OR que exporta energía en la conexión f.
EIj,f:	Energía importada por el OR j a través de la conexión f.

El cargo del nivel de tensión 3 que se remunera parcialmente en el nivel de tensión 2 se calcula de la siguiente manera:

Donde:

CD3,j,m,t:	Cargo del nivel de tensión 3 del sistema del OR j, en el mes m del año t, en $/kWh.
Fej,3-2:	Flujo de energía del nivel de tensión 3 al nivel de tensión 2 del OR j.
Pj,2:	Índice de pérdidas del OR j en el nivel de tensión 2, calculado conforme a lo establecido en los numerales 8.1.2 y 8.1.3.
Eej,2,m	Energía de entrada al sistema del OR j en el nivel de tensión 2, durante el mes m, expresada en kWh y calculada de acuerdo con lo establecido en el numeral 8.3.7.1.

1.2.4 Cargos del nivel de tensión 1

En el nivel de tensión 1 se calculan dos cargos, uno asociado con los activos de uso y otro con los gastos de AOM asignados a este nivel de tensión.

1.2.4.1 Cargos de nivel de tensión 1 por activos de uso

El cargo de inversión para nivel de tensión 1 se calcula según lo establecido en las siguientes expresiones:

Donde:

CDI1,j,m,t:	Cargo por inversión del OR j en nivel de tensión 1, en el mes m del año t, en $/kWh.
IAj,1,m,t:	Ingreso por inversión en activos del OR j en el nivel de tensión 1, en el mes m del año t según lo establecido en el numeral 2.5.
Pj,1:	Índice de pérdidas del OR j en el nivel de tensión 1, calculado conforme a lo establecido en los numerales 8.1.2 y 8.1.3.
Eej,1,m	Energía de entrada al sistema del OR j en el nivel de tensión 1, durante el mes m, expresada en kWh, calculada de acuerdo con lo establecido en el numeral 8.3.7.1.

1.2.4.2 Cargos de nivel de tensión 1 por AOM

El cargo de AOM para nivel de tensión 1 se calcula según lo establecido en las siguientes expresiones:

Donde:

CDA1,j,m,t:	Cargo por AOM de nivel de tensión 1 del OR j en el mes m del año t, en $/kWh.
IAAOMj,n,t:	Ingreso anual por AOM del OR j en activos del nivel de tensión 1, en el año t, según lo establecido en el capítulo 4.
Pj,1:	Índice de pérdidas del OR j en el nivel de tensión 1, calculado conforme a lo establecido en los numerales 8.1.2 y 8.1.3.
Eej,1,m	Energía de entrada al sistema del OR j en el nivel de tensión 1, durante el mes m, expresada en kWh, calculada de acuerdo con lo establecido en el numeral 8.3.7.1.
IPPm-1:	Índice de precios del productor del mes m-1.
IPPo:	Índice de precios del productor de la fecha de corte.

1.3 ACTUALIZACIÓN Y LIQUIDACIÓN DE CARGOS

El ingreso mensual de los OR, así como los cargos de cada nivel de tensión y los cargos por uso serán liquidados y actualizados por el Liquidador y Administrador de Cuentas, LAC, de acuerdo con lo previsto en esta resolución, para lo cual deberá calcular las variables necesarias.

Los comercializadores facturarán a sus usuarios los cargos por uso definidos en el numeral 1.1.

1.3.1 Actualización, liquidación y recaudo de los cargos de STR

Las liquidaciones para los comercializadores que atienden usuarios en los STR se calcularán de acuerdo con la demanda comercial utilizando la siguiente expresión:

Donde:

LCi,R,m,t:	Liquidación por concepto de cargos del nivel de tensión 4, en el STR R, por el consumo en el mes m, que se facturará al comercializador i en el año t.
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 8, sin considerar la demanda de usuarios conectados directamente al STN.
CD4,R,m,t:	Cargo del nivel de tensión 4, en $/kWh, del STR R, en el mes m, de acuerdo con lo previsto el numeral 1.2.1.
LCTRi,R,m:	Liquidación para el mes m, por los proyectos ejecutados por los TR en el STR R, a facturar al comercializador i, calculada de acuerdo con lo previsto en el artículo 22 de la Resolución CREG 024 de 2013, o aquella que la modifique o sustituya.
LCPROGi,j,m,t:	Liquidación por concepto de CPROG, en el mercado de comercialización j, por las ventas realizadas durante el mes m, que se facturará al comercializador i en el año t, calculado de acuerdo con lo previsto en el numeral 8.3.4.2.
J:	Número total de OR que conforman el STR R.
m:	Corresponde al mes calendario de prestación del servicio.

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. Los ingresos recaudados, una vez descontados los costos ocasionados por su manejo, se repartirán en forma proporcional a los ingresos mensuales estimados para cada OR que pertenezca al STR R y a los ingresos mensuales esperados de las convocatorias ejecutadas en ese STR, considerando tanto las ejecutadas por OR como por TR.

Para el STR, el LAC estará encargado de:

a) calcular y actualizar las variables requeridas para determinar los ingresos y cargos de los STR.

b) calcular los valores a facturar a cada comercializador; y

c) facturar a los agentes comercializadores, recaudar los respectivos ingresos y distribuir los recursos a los OR y a los TR.

1.3.2 Actualización y liquidación de los cargos de SDL

Las liquidaciones para los comercializadores que atienden usuarios en los SDL, en cada mercado de comercialización, se calcularán de acuerdo con las ventas en cada nivel de tensión utilizando la siguiente expresión:

Donde:

LCi,n,j,m:	Liquidación por concepto de cargos por uso del nivel de tensión n, en el mercado de comercialización j, por el consumo en el mes m, que se facturará al comercializador i.
VCi,n,j,m:	Ventas del comercializador i, en el nivel de tensión n, en el mercado de comercialización j, durante el mes de consumo m.
Dtn,j,m,t:	Cargo por uso del nivel de tensión n, del OR j, para el mes m del año t, en $/kWh, de acuerdo con lo previsto el numeral 1.1.
CD4,R,m,t:	Cargo del nivel de tensión 4, en $/kWh, del STR R al que pertenece el OR j, en el mes m, de acuerdo con lo previsto el numeral 1.2.1.
PRn,j,t:	Factor para referir las medidas de energía del nivel de tensión n del OR j al STN, en el año t, de acuerdo con lo previsto el numeral 8.2.
Dtcsn,j,m,t:	Cargo por incentivo a la calidad del servicio del OR j en el nivel de tensión n, en el mes m del año t, en $/kWh, de acuerdo con lo previsto en el numeral 1.1.5.
n:	Nivel de tensión, puede tomar los valores 1, 2 o 3.

Para el SDL, el LAC estará encargado de:

a) calcular y actualizar las variables requeridas para determinar los cargos de los SDL.

b) calcular los valores a facturar por cada OR a cada comercializador; y

c) el envío de las liquidaciones a los OR, con la anterioridad requerida.

La facturación y recaudo a los agentes comercializadores le corresponderá a los OR, utilizando la liquidación elaborada por el LAC.

CAPÍTULO 2.

CÁLCULO DE LOS INGRESOS DE LOS OR.

Los ingresos mensuales de los OR en cada nivel de tensión por el uso de los activos y de los TR en el nivel de tensión 4 se calculan con base en las siguientes expresiones.

2.1 INGRESOS DE LOS OR EN EL NIVEL DE TENSIÓN 4

El LAC calculará el ingreso mensual de nivel de tensión 4 de cada OR, así:

Donde:

IMj,4,R,m,t:	Ingreso mensual del OR j, en el nivel de tensión 4, que opera activos en el STR R en el mes m del año t, en pesos.
IAAj,4,t:	Ingreso anual por los activos de uso del nivel de tensión 4, del OR j, en el año t, según lo establecido en el capítulo 3.
fM:	Factor para calcular valores mensuales, calculado según lo establecido en el numeral 2.7.
IAAOMj,4,t:	Ingreso anual por los gastos de administración, operación y mantenimiento del nivel de tensión 4, del OR j, en el año t, calculado según lo establecido en el capítulo 4.
INCj,4,t:	Ingreso anual por incentivos alcanzado por el OR j en el nivel de tensión 4 en el año t. calculado según lo establecido en el numeral 5.1.
IEj,c,R,m:	Ingreso mensual esperado del OR j por la convocatoria c en el STR R, para el mes m.
Cj,R:	Número total de convocatorias adjudicadas al OR j en el STR R.
CSTRj,R,m-1:	Valor mensual de las compensaciones del OR j, por activos que operan en el STR R, correspondiente al mes m-1, según lo establecido en el numeral 6.1.13.
IRMj,4,t:	Ingreso del OR j, en el nivel de tensión 4 1, del año t, recibido por otros conceptos, según lo establecido en el numeral 2.6.
IPPm-1:	Índice de precios del productor del mes m-1.
IPPo:	Índice de precios del productor de la fecha de corte.

2.2 INGRESOS DE LOS TR EN EL NIVEL DE TENSIÓN 4

El LAC calculará el ingreso mensual de nivel de tensión 4 de cada TR, así:

Donde:

IMTRr,R,m,t:	Ingreso mensual del TR r, en el STR R para el mes m del año t, en pesos.
IEr,c,R,m:	Ingreso mensual esperado por la convocatoria c adjudicada al TR r en el STR R, para el mes m.
Cr,R:	Número total de convocatorias adjudicadas al TR r en el STR R.
CSTRr,R,m-1:	Valor mensual de las compensaciones del TR r, por activos que opera en el STR R, correspondiente al mes m-1, según lo establecido en el numeral 6.1.13.

2.3 INGRESOS DE NIVEL DE TENSIÓN 3

El LAC calculará el ingreso mensual del nivel de tensión 3 de cada OR así:

Donde:

IAj,3,m,t:	Ingreso del OR j en el nivel de tensión 3 en el mes m del año t, en pesos.
IAAj,3,t:	Ingreso anual por los activos de uso del nivel de tensión 3 del OR j en el año t, según lo establecido en el capítulo 3.
fM:	Factor para calcular valores mensuales, calculado conforme a lo establecido en el numeral 2.7.
IAAOMj,3,t:	Ingreso anual por los gastos de administración, operación y mantenimiento del nivel de tensión 3 del OR j en el año t, según lo establecido en el capítulo 4.
INCj,3,t:	Ingreso anual por incentivos alcanzado por el OR j en el nivel de tensión 3 en el año t. calculado según lo establecido en el numeral 5.1.
IRMj,3,t:	Ingreso del OR j, en el nivel de tensión 3 1, del año t, recibido por otros conceptos, según lo establecido en el numeral 2.6.
IPPm-1:	Índice de precios del productor del mes m-1.
IPPo:	Índice de precios del productor de la fecha de corte.

2.4 INGRESOS DE NIVEL DE TENSIÓN 2

El LAC calculará el ingreso mensual del nivel de tensión 2 de cada OR así:

Donde:

IAj,2,m,t:	Ingreso del OR j en el nivel de tensión 2 en el mes m del año t, en pesos.
IAAj,2,t:	Ingreso anual por los activos de uso del nivel de tensión 2 del OR j en el año t, según lo establecido en el capítulo 3.
fM:	Factor para calcular valores mensuales, calculado conforme a lo establecido en el numeral 2.7.
IAAOMj,2,t:	Ingreso anual por los gastos de administración, operación y mantenimiento del nivel de tensión 2 del OR j en el año t, según lo establecido en el capítulo 4.
INCj,2,t:	Ingreso anual por incentivos alcanzado por el OR j en el nivel de tensión 2 en el año t. calculado según lo establecido en el numeral 5.1.
IRMj,2,t:	Ingreso del OR j, en el nivel de tensión 2 1, del año t, recibido por otros conceptos, según lo establecido en el numeral 2.6.
IPPm-1:	Índice de precios del productor del mes m-1.
IPPo:	Índice de precios del productor de la fecha de corte.

2.5 INGRESOS DE NIVEL DE TENSIÓN 1

El LAC calculará el ingreso mensual del nivel de tensión 1 de cada OR así:

Donde:

IAj,1,m,t:	Ingreso del OR j en el nivel de tensión 1 en el mes m del año t, en pesos.
IAAj,1,t:	Ingreso anual por los activos de uso del nivel de tensión 1 del OR j en el año t, según lo establecido en el capítulo 3.
fM:	Factor para calcular valores mensuales, calculado conforme a lo establecido en el numeral 2.7.
IRMj,1,t-1:	Ingreso del OR j, en el nivel de tensión 1 1, en el año t-1, recibido por otros conceptos, según lo establecido en el numeral 2.6.
INCj,1,t:	Ingreso anual por incentivos alcanzado por el OR j en el nivel de tensión 1 en el año t. calculado según lo establecido en el numeral 5.1.
OIj,1,t-1:	Ingresos por la explotación de activos de uso en actividades distintas a la distribución de energía eléctrica en el año t-1.
IPPm-1:	Índice de precios del productor del mes m-1.
IPPo:	Índice de precios del productor de la fecha de corte.

El valor de la variable OI_j,1,t-1, corresponde al 50 % de los ingresos anuales obtenidos por el OR por la explotación en actividades distintas a la de distribución de energía eléctrica de los activos remunerados mediante cargos por uso.

El OR debe reportar al LAC el valor de la variable OI_j,1,t-1, incluso si este valor es igual a cero, a más tardar el 15 de diciembre anterior al año de aplicación. En caso que no se reporte dicho valor al LAC o se reporte en fecha posterior, este tomará el 120 % del valor más alto reportado por todos los OR para el cálculo del ingreso anual del OR.

2.6 Ingresos por otros CONCEPTOS

El ingreso anual por otros conceptos se calcula de la siguiente manera:

Donde:

IRMj,n,t:	Ingreso anual del OR j en el nivel de tensión n del año t, en pesos, por concepto de respaldo de red, por migración de usuarios a niveles de tensión superiores y transporte de energía reactiva, según lo establecido en los capítulos 11, 12 y 13, calculado según la siguiente expresión:
IRespaldoj,n,t:	Ingresos recibidos por parte del OR j en el nivel de tensión n por concepto de respaldo de red durante el año t, conforme a lo establecido en el capítulo 11.
IMuntsj,n,t:	Ingresos recibidos por parte del OR j en el nivel de tensión n por concepto de migración de usuarios a otros niveles de tensión durante el año t, conforme a lo establecido en el capítulo 12.
IReactivaj,n,t:	Ingresos a descontar al OR j en el nivel de tensión n por concepto de transporte de energía reactiva en exceso durante el año t, conforme a lo establecido en el capítulo 13.

Para el primer año del periodo tarifario esta variable tiene un valor igual a cero.

2.7 Factor para calcular valores mensuales

Para calcular el factor que se utiliza para convertir un valor anual en un pago mensual con una rentabilidad r se utiliza la siguiente fórmula:

Donde:

fM:	Factor para calcular valores mensuales.
r:	Tasa de retorno reconocida para la actividad de distribución de energía eléctrica, para un esquema de ingreso máximo.

CAPÍTULO 3.

INGRESO ANUAL POR INVERSIÓN EN ACTIVOS.

Los ingresos anuales asociados con la infraestructura utilizada para la prestación del servicio en cada uno de los niveles de tensión se determinan de conformidad con la siguiente expresión:

Donde:

IAAj,n,t:	Ingreso anual por inversión en activos del OR j en el nivel de tensión n para el año t.
BRAj,n,t:	Base regulatoria de activos del OR j en el nivel de tensión n para el año t, calculada según lo definido en el numeral 3.1.
r:	Tasa de retorno reconocida para la actividad de distribución de energía eléctrica, para un esquema de ingreso máximo.
RCj,n,t:	Recuperación de capital reconocida para los activos remunerados en la base regulatoria del OR j en el nivel de tensión n para el año t, calculada según lo definido en el numeral 3.2.
BRTj,n,t:	Base regulatoria de terrenos del OR j en el nivel de tensión n para el año t, calculada según lo establecido en el numeral 3.3.

3.1 Base regulatoria de activos

La base regulatoria de activos de los OR se determina de la siguiente forma:

Donde:

BRAj,n,t:	Base regulatoria de activos del OR j en el nivel de tensión n para el año t.
BRAEj,n,t:	Base regulatoria de activos eléctricos del OR j en el nivel de tensión n para el año t, según lo establecido en el numeral 3.1.1.
BRANEj,n,t:	Base regulatoria de activos no eléctricos del OR j en el nivel de tensión n para el año t, según lo establecido en el numeral 3.1.2.

3.1.1 Base regulatoria de activos eléctricos

La base regulatoria de activos eléctricos de los OR se determina de la siguiente forma:

Donde:

BRAEj,n,t:	Base regulatoria de activos eléctricos del OR j en el nivel de tensión n para el año t.
RCj,n,t:	Recuperación de capital reconocida para los activos remunerados en la base regulatoria del OR j en el nivel de tensión n para el año t, según lo establecido en el numeral 3.2.
BRAENj,n,t:	Base regulatoria de activos eléctricos nuevos del OR j en el nivel de tensión n para el año t, según lo establecido en el numeral 3.1.1.2.
BRAFOj,n,t:	Base regulatoria de activos eléctricos fuera de operación del OR j en el nivel de tensión n para el año t, según lo establecido en el numeral 3.1.1.4.

Para el primer año del periodo tarifario, la variable BRAE_j,n,t–1 se calcula de acuerdo con lo establecido en el numeral 3.1.1.1.

3.1.1.1 Base regulatoria de activos eléctricos al inicio del periodo tarifario

La base regulatoria de activos eléctricos para el primer año del periodo tarifario se determina de la siguiente forma:

Donde:

BRAEj,n,0:	Base regulatoria de activos eléctricos del OR j en el nivel de tensión n al inicio del periodo tarifario.
CRIj,n,k,l:	Valor implícito de los activos incluido en los cargos del OR j en el nivel de tensión n para el rango de activos k y la categoría de activos l, de acuerdo con lo establecido en el numeral 3.1.1.1.1.
CRAn,k,l:	Factor de capital remanente de los activos en el nivel de tensión n para el rango de activos k y la categoría de activos l, de acuerdo con lo establecido en el numeral 3.1.1.1.2.
CRINj,n,l:	Costo de reposición de la inversión del OR j en el nivel de tensión n para la categoría de activos l, asociado con los activos que fueron puestos en operación en el periodo 2008 a la fecha de corte. Se calcula de acuerdo con lo establecido en el numeral 3.1.1.1.3.
Kn:	Cantidad de rangos de activos en el nivel de tensión n.
Ln:	Cantidad de categorías de activos en el nivel de tensión n.
IPPFC:	Índice de precios del productor correspondiente a la fecha de corte.
IPPbase:	Índice de precios del productor correspondiente a diciembre de 2007.

3.1.1.1.1 Valor implícito de los activos

El valor implícito de los activos incluido en los cargos aprobados en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008 se calcula de la siguiente forma:

Donde:

CRIj,n,k,l:	Valor implícito de los activos incluido en los cargos del OR j en el nivel de tensión n para el rango de activos k y la categoría de activos l.
CAIj,n,k,l:	Costo anual reconocido, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, al OR j por los activos del nivel de tensión n en el rango de activos k y la categoría de activos l. De acuerdo con lo establecido en los numerales 3.1.1.1.1.1, 3.1.1.1.1.2, 3.1.1.1.1.3 y 3.1.1.1.1.4.
rin:	Tasa de retorno para la remuneración de las inversiones en el nivel de tensión n en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008. Este valor corresponde a 13% para el nivel de tensión 4 y 13.9% para los niveles de tensión 3, 2 y 1.
Vun,l:	Vida útil utilizada en los cargos aprobados, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, para los activos del nivel de tensión n y la categoría de activos l. De acuerdo con lo establecido en el numeral 15.2. Este valor no cambia con los rangos de activos k.

3.1.1.1.1.1 Costo anual reconocido de los activos de nivel de tensión 4

El costo anual reconocido de los activos de nivel de tensión 4 en el rango de activos k y la categoría de activos l se calcula de la siguiente manera:

Donde:

CAIj,4,k,l:	Costo anual reconocido, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, al OR j por los activos del nivel de tensión 4 en el rango de activos k y la categoría de activos l.
CAIj,4:	Costo anual reconocido, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, al OR j por los activos del nivel de tensión 4.
PCAIKj,4,k:	Porcentaje del costo anual reconocido, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, al OR j por los activos del nivel de tensión 4 pertenecientes al rango de activos k, de acuerdo con lo establecido en el numeral 3.1.1.1.1.5.
PCAILj,4,l:	Porcentaje del costo anual reconocido, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, al OR j por los activos del nivel de tensión 4 pertenecientes a la categoría de activos l, de acuerdo con lo establecido en el numeral 3.1.1.1.1.6.

El costo anual de los activos de nivel de tensión 4 se calcula de la siguiente manera:

Donde:

CAIj,4:	Costo anual reconocido, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, al OR j por los activos del nivel de tensión 4.
CAj,4:	Costo anual por uso de los activos aprobado, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, al OR j en el nivel de tensión 4.
AOMj,4:	Gastos anuales de administración, operación y mantenimiento aprobados, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, al OR j para el nivel de tensión 4.
CATj,4:	Costo anual de terrenos reconocido, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, al OR j en el nivel de tensión 4.
CAANEj,4:	Costo anual equivalente de los activos no eléctricos reconocido, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, al OR j en el nivel de tensión 4.

3.1.1.1.1.2 Costo anual reconocido de los activos de nivel de tensión 3

El costo anual reconocido de los activos de nivel de tensión 3 en el rango de activos k y la categoría de activos l se calcula de la siguiente manera:

Donde:

CAIj,3,k,l:	Costo anual reconocido, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, al OR j por los activos del nivel de tensión 3 en el rango de activos k y la categoría de activos l.
CAIj,3:	Costo anual reconocido, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, al OR j por los activos del nivel de tensión 3.
PCAIKj,3,k:	Porcentaje del costo anual reconocido, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, al OR j por los activos del nivel de tensión 3 pertenecientes al rango de activos k, de acuerdo con lo establecido en el numeral 3.1.1.1.1.5.
PCAILj,3,l:	Porcentaje del costo anual reconocido, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, al OR j por los activos del nivel de tensión 3 pertenecientes a la categoría de activos l, de acuerdo con lo establecido en el numeral 3.1.1.1.1.6.

El costo anual de los activos de nivel de tensión 3 se calcula de la siguiente manera:

Donde:

CAIj,3:	Costo anual reconocido al OR j por los activos del nivel de tensión 3 en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008.
CDj,3:	Cargo máximo del nivel de tensión 3 aprobado, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, al OR j.
Euj,3:	Energía útil del nivel de tensión 3 utilizada, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, para el cálculo del cargo máximo del OR j en el nivel de tensión 3.
AOMj,3:	Gastos anuales de administración, operación y mantenimiento, aprobados, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, al OR j para el nivel de tensión 3.
CATj,3:	Costo anual de terrenos reconocido, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, al OR j en el nivel de tensión 3.
CAANEj,3:	Costo anual equivalente de los activos no eléctricos reconocido, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, al OR j en el nivel de tensión 3.
Oj,3:	Pago por el uso del SDL de otros OR reconocido, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, al OR j en los cargos de nivel de tensión 3.

3.1.1.1.1.3 Costo anual reconocido de los activos de nivel de tensión 2

El costo anual reconocido de los activos de nivel de tensión 2 en el rango de activos k y la categoría de activos l se calcula de la siguiente manera:

Donde:

CAIj,2,k,l:	Costo anual reconocido, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, al OR j por los activos del nivel de tensión 2 en el rango de activos k y la categoría de activos l.
CAIj,2:	Costo anual reconocido, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, al OR j por los activos del nivel de tensión 2.
PCAIKj,2,k:	Porcentaje del costo anual reconocido, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, al OR j por los activos del nivel de tensión 3 pertenecientes al rango de activos k, de acuerdo con lo establecido en el numeral 3.1.1.1.1.5.
PCAILj,2,l:	Porcentaje del costo anual reconocido, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, al OR j por los activos del nivel de tensión 2 pertenecientes a la categoría de activos l, de acuerdo con lo establecido en el numeral 3.1.1.1.1.6.

El costo anual de los activos de nivel de tensión 2 se calcula de la siguiente manera:

Donde:

CAIj,2:	Costo anual reconocido, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, al OR j por los activos del nivel de tensión 2.
CDj,2:	Cargo máximo del nivel de tensión 2 aprobado, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, al OR j.
CDj,3-2:	Cargo unitario del nivel de tensión 3 que se remunera parcialmente en el nivel de tensión 2 aprobado, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008 al OR j.
Euj,2:	Energía útil del nivel de tensión 2, utilizada, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, para el cálculo del cargo máximo de nivel de tensión 2 del OR j.
AOMj,2:	Gastos anuales de administración, operación y mantenimiento aprobados, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, al OR j para el primer año de aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008.
CATj,2:	Costo anual de terrenos reconocido, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, al OR j en el nivel de tensión 2.
CAANEj,2:	Costo anual equivalente de activos no eléctricos reconocido, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, al OR j en el nivel de tensión 2.
Oj,2:	Pago por el uso del SDL de otros OR reconocido, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, en los cargos de nivel de tensión 2 del OR j.

3.1.1.1.1.4 Costo anual reconocido de los activos de nivel de tensión 1

El costo anual recono cido de los activos de nivel de tensión 1 en el rango de activos k y la categoría de activos l se calcula de la siguiente manera:

Donde:

CAIj,1,k,l:	Costo anual reconocido, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, al OR j por los activos del nivel de tensión 1 en el rango de activos k y la categoría de activos l.
CAIj,1:	Costo anual reconocido, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, al OR j por los activos del nivel de tensión 1.
PCAIKj,1,k:	Porcentaje del costo anual reconocido, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, al OR j por los activos del nivel de tensión 1 pertenecientes al rango de activos k, de acuerdo con lo establecido en el numeral 3.1.1.1.1.5
PCAILj,1,l:	Porcentaje del costo anual reconocido, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, al OR j por los activos del nivel de tensión 1 pertenecientes a la categoría de activos l, de acuerdo con lo establecido en el numeral 3.1.1.1.1.6.

El costo anual de los activos de nivel de tensión 1 se calcula de la siguiente manera:

Donde:

CAIj,1:	Costo anual reconocido, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, al OR j por los activos del nivel de tensión 1.
CDIj,1:	Cargo máximo por concepto de inversiones, aprobado en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, al OR j.
Vj,1:	Ventas anuales de energía en el nivel de tensión 1, utilizadas para el cálculo del cargo máximo de inversión del nivel de tensión 1 del OR j, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008.
PNTj,nr:	Pérdidas no técnicas no reconocidas, utilizadas para el cálculo del cargo máximo de inversión del nivel de tensión 1 del OR j, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008.

3.1.1.1.1.5 Clasificación por rangos de activos

El porcentaje del costo anual de los activos de nivel de tensión n pertenecientes al rango k se calcula de la siguiente manera:

Donde:

PCAIKj,n,k:	Porcentaje del costo anual reconocido, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, al OR j por los activos del nivel de tensión n pertenecientes al rango de activos k.
CRIj,n,k:	Costo de reposición de la inversión reconocido, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, al OR j por los activos del nivel de tensión n pertenecientes al rango de activos k.
CRIj,n:	Costo de reposición de la inversión aprobada, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, al OR j por los activos del nivel de tensión n.

El costo de reposición para los activos pertenecientes al rango k se calcula de la siguiente manera:

CRIj,n,k:	Costo de reposición de la inversión, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, del OR j por los activos del nivel de tensión n pertenecientes al rango de activos k.
NRj,n,k:	Número de UC reconocidas, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, al OR j en el nivel de tensión n pertenecientes al rango de activos k.
CRi:	Valor de la UC i definido en el capítulo 15.
PUi:	Fracción del costo de la UC i que es remunerada vía cargos por uso.
NSNj,k:	Número de UC reconocidas, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, al OR j no asociadas con un nivel de tensión específico y que pertenecen al rango de activos k.
PUj,k,i:	Fracción del costo de la UC i perteneciente al rango de activos k que es remunerada vía cargos por uso al OR j en el nivel de tensión n.
Psnj:	Variable de asignación de las UC sin nivel de tensión. Para OR con cuatro niveles de tensión es igual a 1/3, para OR con tres niveles de tensión es igual a 1/2 y para OR con dos niveles de tensión es igual a 1.

Para nivel de tensión 1 este valor es igual a cero.

Para determinar el costo de reposición por rango de activos se deben clasificar las unidades constructivas reconocidas, en aplicación de la Resolución CREG 097 de 2008, en los siguientes rangos.

Tabla 1 Descripción de rangos de activos

3.1.1.1.1.6 Clasificación por categoría de activos

El porcentaje del costo anual de los activos de nivel de tensión n pertenecientes a la categoría de activos l se calcula de la siguiente manera:

Donde:

PCAILj,n,l:	Porcentaje del costo anual reconocido, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, al OR j por los activos del nivel de tensión n pertenecientes a la categoría de activos l.
CRIj,n,l:	Costo de reposición de la inversión, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, del OR j por los activos del nivel de tensión n pertenecientes a la categoría de activos l.
CRIj,n:	Costo de reposición de la inversión aprobada, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, al OR j por los activos del nivel de tensión n.

El costo de reposición para los activos pertenecientes a la categoría l se calcula de la siguiente manera:

CRIj,n,l:	Costo de reposición de la inversión, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, del OR j por los activos del nivel de tensión n pertenecientes a la categoría l.
NRj,n,l:	Número de UC reconocidas, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, al OR j en el nivel de tensión n pertenecientes a la categoría l.
CRi:	Valor de la UC i definido en el capítulo 15.
PUi:	Fracción del costo de la UC i que es remunerada vía cargos por uso.
NSNj,l:	Número de UC reconocidas, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008, al OR j que no están asociadas con un nivel de tensión específico y que pertenecen a la categoría l.
PUi:	Fracción del costo de la UC i que es remunerada vía cargos por uso.
Psnj:	Variable de asignación de las UC sin nivel de tensión. Para OR con cuatro niveles de tensión es igual a 1/3, para OR con tres niveles de tensión es igual a 1/2 y para OR con dos niveles de tensión es igual a 1.

Para determinar el costo de reposición por categoría de activos se deben clasificar las unidades constructivas aprobadas en aplicación de la Resolución CREG 097 de 2008 en las categorías establecidas en el numeral 15.2.

3.1.1.1.2 Factor de capital remanente de la base inicial

En las siguientes tablas se presenta el valor de la variable factor de capital remanente de los activos, CRA_n,k,l, para cada nivel de tensión.

Tabla 2 Factor de capital remanente para el nivel de tensión 4

Tabla 3 Factor de capital remanente para el nivel de tensión 3

Tabla 4 Factor de capital remanente para el nivel de tensión 2

Tabla 5 Factor de capital remanente para el nivel de tensión 1

Tabla 6 Factor de capital remanente para activos sin nivel de tensión

3.1.1.1.3 Costo de activos puestos en operación en el periodo 2008 a la fecha de corte

3.1.1.1.3.1 Activos de nivel de tensión 4

Para el nivel de tensión 4, el valor de la variable CRIN_j,n es igual a cero.

3.1.1.1.3.2 Activos de nivel de tensión 3 y 2

Para los niveles de tensión 3 y 2, la variable CRIN_j,n,l se calcula de la siguiente manera:

Donde:

CRINj,n,l:	Costo de reposición de la inversión del OR j en el nivel de tensión n para la categoría de activos l, asociado con los activos que fueron puestos en operación en el periodo 2008 a la fecha de corte.
NOj,n,l:	Número de UC puestas en operación en el periodo 2008 a la fecha de corte por el OR j en el nivel de tensión n pertenecientes a la categoría l. No se incluyen las UC que fueron trasladadas y siguen en operación.
CRi:	Valor de la UC i, definido en el capítulo 15.
PUi:	Fracción del costo de la UC i que es remunerada vía cargos por uso.
RPPi:	Fracción 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, el cual a su vez fue modificado por el artículo 99 de la Ley 1450 de 2011.
NFOj,n,l:	Número de UC fuera de operación en el periodo 2008 a la fecha de corte por el OR j en el nivel de tensión n pertenecientes a la categoría l.

Para determinar el costo de reposición por categoría de activos se deben clasificar las unidades constructivas aprobadas en aplicación de la Resolución CREG 097 de 2008 en las categorías establecidas en el numeral 15.2.

3.1.1.1.3.3 Activos de nivel de tensión 1

Para el nivel de tensión 1 la variable CRIN_j,n,l se calcula de la siguiente manera:

Donde:

TNj:	Transformadores de distribución puestos en operación en el periodo 2008 a la fecha de corte y reportados al SUI por el OR j en el nivel de tensión 1.

Se deben excluir los siguientes transformadores: i) transformadores construidos con recursos públicos, ii) transformadores de conexión que atiendan a un usuario, iii) transformadores exclusivos de alumbrado público, iv) transformadores reubicados o v) transformadores utilizados para la reposición de transformadores incluidos en la base de activos a diciembre de 2007.

H:	Número de estratos de la muestra del OR j que sirvió de base para la definición del CRIj,1 aprobado en la resolución particular del OR en aplicación de la Resolución CREG 097 de 2008.
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, que sirvió de base para la definición del CRIj,1 aprobado en resolución particular en aplicación de la Resolución CREG 097 de 2008.
Wj,h:	Ponderación del estrato h de la muestra del OR j, que sirvió de base para la definición del CRIj,1 aprobado en resolución particular en aplicación de la Resolución CREG 097 de 2008.

La Comisión publicará en circular aparte el valor de las variables H, InvH_j,h y W_j,h de todos los OR.

Para determinar el costo de reposición por categoría de activos se deben clasificar las unidades constructivas aprobadas en aplicación de la Resolución CREG 097 de 2008 en las categorías establecidas en el numeral 15.2.

3.1.1.2 Base regulatoria de activos eléctricos nuevos

La base regulatoria de activos nuevos para las empresas a las que se les aprueba el plan de inversiones se calcula de la siguiente manera:

Donde:

BRAENj,n,t:	Base regulatoria de activos eléctricos nuevos del OR j en el nivel de tensión n para el año t.
IAPAj,n,t:	Índice de ajuste por ejecución del plan de inversiones del OR j en el nivel de tensión n para el año t.
Ln:	Cantidad de categorías de activos del nivel de tensión n.
BRAENj,n,l,t:	Base regulatoria de activos eléctricos nuevos del OR j en el nivel de tensión n en la categoría de activos l para el año t.
INVAj,n,l,t:	Inversión aprobada en el plan de inversiones del OR j en el nivel de tensión n en la categoría de activos l para el año t. corresponde al valor de los activos incluidos en el plan de inversiones aprobado y valorados con las UC definidas en el capítulo 14.
INVRj,n,l,t:	Inversiones en activos puestos en operación en el sistema del OR j en el nivel de tensión n en la categoría de activos l durante el año t, corresponde al valor de los activos puestos en operación y valorados con las UC definidas en el capítulo 14. Esta variable no puede ser superior a 1,03 veces INVAj,n,l,t.

3.1.1.2.1 Inversiones para empresas con plan de inversiones aprobado

Las inversiones aprobadas en el plan de inversiones se calculan de la siguiente forma:

Donde:

INVAj,n,l,t:	Inversión aprobada en el plan de inversiones del OR j en el nivel de tensión n en la categoría de activos l para el año t. corresponde al valor de los activos incluidos en el plan de inversiones aprobado y valorados con las UC definidas en el capítulo 14.
IAECj,n,l,t:	Inversión aprobada en proyectos de expansión de cobertura del OR j en el nivel de tensión n en la categoría de activos l para el año t de acuerdo con lo establecido en el capítulo 16.
UCPj,n,l,t:	UC incluidas en el plan de inversiones aprobado al OR j en el nivel de tensión n en la categoría de activos l para el año t. No se incluyen las UC que fueron trasladadas y siguen en operación.
CRi:	Valor de la UC i, definido en el capítulo 14.
PUi:	Fracción del costo de la UC i que es reconocida mediante cargos por uso.
RPPi:	Fracción 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, el cual a su vez fue modificado por el artículo 99 de la Ley 1450 de 2011.

3.1.1.2.2 Inversiones para empresas sin plan de inversiones aprobado

Las inversiones aprobadas para las empresas a las que no se les aprueba el plan de inversiones o que no lo presenten en la fecha indicada se calculan de la siguiente manera:

Donde:

INVAj,n,l,t:	Inversión aprobada en el plan de inversiones del OR j en el nivel de tensión n en la categoría de activos l para el año t.
BRAEj,n,0:	Base regulatoria inicial de activos eléctricos del OR j en el nivel de tensión n.
PIHj,n:	Porcentaje de inversiones de referencia del OR j en el nivel de tensión n.

Corresponde al mínimo entre 1 % y el porcentaje promedio de inversiones realizadas por la empresa durante el periodo 2008 – 2012, calculado con base en la información reportada por las empresas a la Comisión en cumplimiento de lo establecido en el artículo 18 de la Resolución CREG 097 de 2008.

En caso que la empresa no haya realizado el reporte de la información a la CREG se empleará el menor valor obtenido con los OR que reportaron información.

3.1.1.2.3 Inversiones en activos puestos en operación

Las inversiones en activos puestos en operación se calculan de la siguiente manera:

INVRj,n,l,t:	Inversiones en activos puestos en operación en el sistema del OR j en el nivel de tensión n en la categoría de activos l durante el año t, corresponde al valor de los activos puestos en operación y valorados con las UC definidas en el capítulo 14. Esta variable no puede ser superior a 1,03 veces INVAj,n,l,t.
IRECj,n,l,t:	Inversión en activos puestos en operación de proyectos de expansión de cobertura del OR j en el nivel de tensión n en la categoría de activos l para el año t de acuerdo con el capítulo 16.
UCOj,n,l,t:	Número de UC nuevas puestas en operación en el sistema del OR j en el nivel de tensión n en la categoría de activos l durante el año t. No se incluyen las UC que fueron trasladadas y siguen en operación.
CRi:	Valor de la UC i, definido en el capítulo 14.
PUi:	Fracción del costo de la UC i que es reconocida mediante cargos por uso.
RPPi:	Fracción 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, el cual a su vez fue modificado por el artículo 99 de la Ley 1450 de 2011.

3.1.1.2.4 Índice de ajuste por ejecución del plan

Para los dos primeros años del periodo tarifario el valor de la variable IAPA_j,n,t es igual a 1, a partir del tercer año del periodo tarifario el índice de ajuste por ejecución del plan de inversiones se obtiene de la siguiente manera:

IAPA_j,n,t = 1, si INVE_j,n,t es mayor o igual que 0,8.

IAPA_j,n,t = INVE_j,n,t, si INVE_j,n,t es menor que 0,8.

La ejecución promedio del plan de inversiones, INVE_j,n,t, se calcula de la siguiente manera:

Donde:

INVEj,n,t:	Ejecución promedio del plan de inversiones del OR j en el nivel de tensión n para el año t.
INVRj,n,l,t:	Inversiones en activos puestos en operación en el sistema del OR j en el nivel de tensión n en la categoría de activos l durante el año t, corresponde al valor de los activos puestos en operación y valorados con las UC definidas en el capítulo 14. Calculado según lo establecido en el numeral 3.1.1.2.3.
INVAj,n,l,t:	Inversión aprobada en el plan de inversiones del OR j en el nivel de tensión n en la categoría de activos l para el año t, corresponde al valor de los activos incluidos en el plan de inversiones aprobado y valorados con las UC definidas en el capítulo 14. Calculado según lo establecido en los numerales 3.1.1.2.1 y 3.1.1.2.2.
Ln:	Cantidad de categorías de activos del nivel de tensión n

3.1.1.3 Ajuste de la BRAEN al final del periodo tarifario

Al final del periodo tarifario debe calcularse la diferencia entre la BRAEN total reconocida y las inversiones puestas en operación durante el periodo tarifario, este valor se debe utilizar para ajustar la remuneración de las inversiones al inicio del siguiente periodo tarifario.

3.1.1.4 Activos fuera de operación

El valor de la variable BRAFO_j,n,t se calcula con base en la siguiente expresión:

Donde:

BRAFOj,n,t:	Base regulatoria de activos eléctricos fuera de operación del OR j en el nivel de tensión n para el año t. Para el primer año del periodo tarifario esta variable es igual a cero.
NFOj,n,t-1:	Número total de UC del nivel de tensión n, incluidas en la base regulatoria de activos del OR j que salen de operación en el año t-1.
BRARi,j,n,t-1:	Valor de referencia de la UC i del OR j en el nivel de tensión n en el año t-1

La variable BRAR_i,j,n se calcula de la siguiente manera:

Donde:

BRARi,j,n,t:	Valor de referencia de la UC i del OR j en el nivel de tensión n en el año t.
CRi:	Valor de la UC i, que sale de operación en el año t, definido en el capítulo 14.
PUi:	Fracción del costo de la UC i, que sale de operación en el año t, y que es reconocida mediante cargos por uso.
RPPi,:	Fracción de la UC i que sale de operación en el año t 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, el cual a su vez fue modificado por el artículo 99 de la Ley 1450 de 2011.
CRAi:	Factor de capital remanente de la UC i, que sale de operación en el año t, calculada de acuerdo con lo establecido en el numeral 3.1.1.1.2.
VURNi,l:	Vida útil regulatoria de la unidad constructiva i perteneciente a la categoría de activos l, que sale de operación en el año t, según lo establecido en el numeral 0.
ARi,k:	Antigüedad de referencia de la unidad constructiva i perteneciente al rango de activos k que sale de operación en el año t, según lo establecido en la Tabla 1.

3.1.2 Base regulatoria de activos no eléctricos

La base regulatoria de activos no eléctricos reconocida al OR se calcula de acuerdo con la siguiente expresión:

Donde:

BRANEj,n,t:	Base regulatoria de activos no eléctricos del OR j en el nivel de tensión n, en el año t.
NE:	Fracción de la base regulatoria de activos eléctricos, que se reconoce como activos no eléctricos, es igual a 0,02.
BRAEj,n,t:	Base regulatoria de activos eléctricos del OR j en el nivel de tensión n, en el año t.
BRAENj,n,t:	Base regulatoria de activos eléctricos nuevos del OR j en el nivel de tensión n, en el año t.

3.2 Recuperación de capital reconocida

La recuperación de capital reconocida para los activos remunerados en la base regulatoria de activos se calcula de la siguiente manera:

Donde:

RCj,n,t:	Recuperación de capital reconocida para los activos remunerados en la base regulatoria del OR j en el nivel de tensión n, en el año t.
RCBIAj,n,t:	Recuperación de capital reconocida para los activos incluidos en la base regulatoria inicial de activos del OR j en el nivel de tensión n, en el año t.
RCNAj,n,t:	Recuperación de capital reconocida para los activos del OR j que entraron en operación a partir de la fecha de corte, en el nivel de tensión n, en el año t.
RCAj,n,t:	Recuperación de capital adicional para los activos que fueron aprobados al OR j pero no entraron en operación en el nivel de tensión n, en el año t.

3.2.1 Recuperación de capital de activos de la BRA inicial

La variable RCBIA_j,n,t se calcula de la siguiente manera:

Donde:

BRAEj,n,o:	Base regulatoria de activos eléctricos del nivel de tensión n, del OR j, en el año t = 0
NE:	Fracción de la base regulatoria de activos eléctricos, que se reconoce como activos no eléctricos, es igual a 0,02.
VUrj:	Vida útil remanente para los activos incluidos en la base regulatoria inicial de activos del OR j.
VURn,l:	Vida útil regulatoria del nivel de tensión n de la categoría de activos l. Según lo establecido en el numeral 0
ARk:	Antigüedad de referencia del rango de activos k, según lo establecido en la Tabla 1.
IPPFC:	Índice de precios del productor correspondiente a la fecha de corte.
IPPbase:	Índice de precios del productor correspondiente a diciembre de 2007.

3.2.2 Recuperación de capital de activos nuevos

La variable RCNA_j,n,t se calcula de la siguiente manera:

Donde:

T:	Años de aplicación de la metodología definida en esta resolución.
Ln:	Cantidad de categorías de activos en el nivel de tensión n.
RCNAj,n,l,t:	Base regulatoria de activos eléctricos nuevos del OR n en el nivel de tensión n, para la categoría de activos l en el año t.

La variable RCNA_j,n,l,t se cálcula de la siguiente manera:

IAPAj,n,t:	Índice de ajuste por ejecución del plan de inversiones del OR j en el nivel de tensión n para el año t.
INVAj,n,l,t:	Inversión aprobada en el plan de inversiones del OR j en el nivel de tensión n en la categoría de activos l para el año t. corresponde al valor de los activos incluidos en el plan de inversiones aprobado y valorados con las UC definidas en el capítulo 14.
INVRj,n,l,t:	Inversiones en activos puestos en operación en el sistema del OR j en el nivel de tensión n en la categoría de activos l durante el año t, corresponde al valor de los activos puestos en operación y valorados con las UC definidas en el capítulo 14. Esta variable no puede ser superior a 1,03 veces INVAj,n,l,t.
NE:	Fracción de la base regulatoria de activos eléctricos, que se reconoce como activos no eléctricos, es igual a 0,02.
VURn,l:	Vida útil regulatoria del nivel de tensión n de la categoría de activos l. Según lo establecido en el numeral 0.

3.2.3 Recuperación de capital adicional

La variable RCA_j,n,t se calcula como sigue:

Donde:

INVAj,n,l,t:	Inversión aprobada en el plan de inversiones del OR j en el nivel de tensión n en la categoría de activos l para el año t. corresponde al valor de los activos incluidos en el plan de inversiones aprobado y valorados con las UC definidas en el capítulo 14.
INVRj,n,l,t:	Inversiones en activos puestos en operación en el sistema del OR j en el nivel de tensión n en la categoría de activos l durante el año t, corresponde al valor de los activos puestos en operación y valorados con las UC definidas en el capítulo 14.
VURn,l:	Vida útil regulatoria del nivel de tensión n de la categoría de activos l, según lo establecido en el numeral 0

3.2.4 Ajuste de la variable recuperación de capital al final del periodo tarifario

Al final del periodo tarifario debe calcularse la diferencia entre la recuperación de capital total reconocida y la recuperación de capital asociada con las inversiones puestas en operación durante el periodo tarifario. Este valor se debe utilizar para ajustar la remuneración de las inversiones al inicio del siguiente periodo tarifario.

3.3 Base regulatoria de terrenos

Donde:

BRTj,n,t:	Base regulatoria de terrenos del nivel de tensión n, del OR j, en el año t.
R:	Porcentaje anual reconocido sobre del valor de los terrenos, es igual a 6,9 %.
NSj,n:	Número total de UC de subestaciones del nivel de tensión n, del OR j, para el año t, sobre las cuales se reconocen áreas de terrenos.
ATi:	Área típica reconocida a la UC i en m2, según lo establecido en el capítulo 14.
PUj,i:	Porcentaje del costo total de la UC i que es remunerado vía cargos por uso al OR j.
RPPj,i:	Fracción 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.
VCTi:	Valor catastral del terreno correspondiente a la subestación en la cual se encuentra la UC i, en $/m2 de la fecha de corte. Este valor debe ser presentado por el OR en la solicitud de ingresos con su respectivo soporte.

CAPÍTULO 4.

INGRESO ANUAL POR GASTOS DE AOM.

En este capítulo se establece la metodología para definir el valor de referencia para los gastos de administración, operación y mantenimiento, AOM, a reconocer durante cada uno de los años del periodo tarifario.

El valor del ingreso anual por gastos AOM para cada OR será:

IAAOMj,n,t:	Ingreso anual por concepto de AOM del OR j, para el año t en el nivel de tensión n, expresado en pesos de la fecha de corte.
AOMbasej,n,t:	Valor del AOM base a reconocer al OR j, para el año t en el nivel de tensión n, calculado de acuerdo con lo previsto en el numeral 4.1, expresado en pesos de la fecha de corte.
AOMNIj,n,t:	Valor del AOM para nuevas inversiones, diferentes a reposición, del OR j, para el año t en el nivel de tensión n, calculado de acuerdo con lo previsto en el numeral 4.2, expresado en pesos de la fecha de corte.

Dentro de los costos y gastos AOM a reconocer en la actividad de distribución de energía eléctrica no deben incluirse valores que correspondan con los siguientes conceptos, sin perjuicio que la CREG defina otros en resolución aparte:

a) asociados con otras actividades de la cadena de prestación del servicio,

b) asociados con los servicios prestados a otros OR,

c) asociados a activos de conexión de usuarios de los STR o SDL,

d) asociados a activos ejecutados mediante convocatorias públicas,

e) asociados con servicios prestados a terceros,

f) asociados con inversiones requeridas para reposición de activos, o

g) asociados con beneficios extralegales pagados a los empleados.

Para el cálculo del valor anual de AOM, primero se obtendrá uno inicial a partir de los valores de AOM remunerado y de AOM demostrado de cada operador de red, durante los años 2009 a 2014, el cual se comparará con el resultado de la aplicación de modelos de eficiencia para determinar el valor de AOM a reconocer. Dichos valores se calcularán como se muestra a continuación.

4.1 AOM BASE A RECONOCER

El valor de AOM base a reconocer por los activos existentes a la fecha de corte se determina con las siguientes fórmulas:

Donde:

AOMbasej:	Valor del AOM base para el OR j, expresado en pesos de la fecha de corte.
AOMINIj:	Valor del AOM inicial del OR j, expresado en pesos de la fecha de corte, calculado de acuerdo con lo previsto en el numeral 4.1.1.
AOMOBj:	Valor del AOM objetivo a reconocer para el OR j, expresado en pesos de la fecha de corte, calculado de acuerdo con lo previsto en el numeral 4.1.2.
IPPFC:	Índice de precios del productor correspondiente a la fecha de corte.
IPP2014:	Índice de precios del productor correspondiente a diciembre de 2014.

4.1.1 AOM inicial

El valor de AOM inicial se calcula así:

Donde:

AOMINIj:	Valor del AOM inicial del OR j, expresado en pesos de la fecha de corte.
CRIj,fc:	Suma de los valores de reposición de la inversión de cada nivel de tensión del OR j utilizada para calcular el PAOMDj,2014, de acuerdo con lo señalado en el numeral 10.3 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008.
AOMDj,09-14:	Valor del AOM demostrado por el OR j, calculado de acuerdo con lo previsto en el numeral 4.1.3.
AOMRj,09-14:	Valor del AOM remunerado al OR j, calculado de acuerdo con lo previsto en el numeral 4.1.4.
AOMPj:	Valor del AOM destinado a los programas de reducción o mantenimiento de pérdidas del OR j. Equivale al promedio de los valores reportados para los años 2009 a 2013, expresados en pesos de diciembre de 2014.

4.1.2 AOM objetivo

fe_j: Factor de eficiencia del OR j obtenido a partir de la ecuación del modelo de eficiencia.

4.1.3 AOM demostrado

Para calcular el valor de AOM demostrado, AOMD_j,09-14, a cada OR se obtiene:

a) El valor de AOM demostrado para cada año desde 2009 a 2014, calculado conforme a lo establecido en la Resolución CREG 097 de 2008, actualizado con la variación del IPP desde diciembre del respectivo año hasta diciembre de 2014.

b) A partir de los valores actualizados se obtiene un promedio aritmético de ellos que corresponderá al AOM demostrado, AOMD_j,09-14.

4.1.4 AOM remunerado

Para calcular el valor de AOM remunerado, AOMR_j,09-14, a cada OR se obtiene:

a) El porcentaje de AOM a reconocer para el año 2009, establecido en la resolución particular de cada OR de acuerdo con la Resolución CREG 097 de 2008.

b) El porcentaje de AOM a reconocer para cada uno de los años desde 2010 a 2014, calculado conforme a lo establecido en la Resolución CREG 097 de 2008. El OR deberá anexar en su solicitud la evidencia de que este porcentaje fue comunicado a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a los comercializadores que atienden usuarios en su mercado de comercialización, con la oportunidad establecida en la regulación y certificar que fue el porcentaje efectivamente incluido en el cálculo de las tarifas.

Si hubo más de un porcentaje de AOM a reconocer entre una y otra actualización anual de AOM, se tomará el promedio de ellos. Sin embargo, si el cambio, diferente al de la actualización anual, se originó por una corrección detectada por el OR o por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD, se tomará el mínimo porcentaje utilizado en ese año.

c) La suma de los CRI_j,n aprobados a cada OR en su respectiva resolución particular, actualizado con la variación del IPP hasta diciembre de 2008.

d) La suma de los valores CRI_j,n utilizados por cada OR para calcular el porcentaje de AOM demostrado para cada uno de los años desde 2009 a 2013, actualizado con la variación del IPP hasta diciembre del año para el que se calcula el AOM demostrado.

e) Para el año 2009 se calcula el AOM remunerado multiplicando el porcentaje de AOM a reconocer, señalado en el literal a. de este aparte, por la suma de los valores CRI_j,n del año 2008, señalada en el literal c. de este aparte. En forma análoga, para los años de 2010 a 2014 se calcula el AOM remunerado multiplicando el respectivo porcentaje de AOM a reconocer, señalado en el literal b. de este aparte, por el valor CRI_j,n, señalado en el literal d. de este aparte.

f) Los valores remunerados, calculados en el literal anterior, se actualizan con la variación del IPP desde diciembre del respectivo año hasta diciembre de 2014. El promedio aritmético de estos valores actualizados corresponde al AOM remunerado, AOMR_j,09-14.

4.1.5 AOM por niveles de tensión

El valor del AOM eficiente para cada nivel de tensión se calcula así:

AOMbasej,n,t:	Valor del AOM base del OR j, para el nivel de tensión n durante el año t, expresado en pesos de la fecha de corte.
AOMbasej:	Valor del AOM base del OR j, expresado en pesos de la fecha de corte, calculado de acuerdo con lo previsto en el numeral 4.1.
BRAEj,n,0:	Base regulatoria de activos eléctricos para cada nivel de tensión n, del OR j, en el año t-1 = 0, calculada de acuerdo con lo previsto en el numeral 3.1.1.1.

4.2 Valor de AOM para nuevas inversiones

Para las nuevas inversiones, diferentes a reposición, se reconoce un valor anual de AOM así:

AOMNIj,n,t:	Valor del AOM para las nuevas inversiones en el nivel de tensión n del OR j, expresado en pesos de la fecha de corte.
VACNIj,n,t:	Valor acumulado hasta el año t de las inversiones puestas en operación en el nivel de tensión n, diferentes a reposición, para el OR j, expresado en pesos de la fecha de corte. Se calcula de la siguiente forma:

BRAENj,n,t-1:	Base regulatoria de activos eléctricos nuevos del OR j en el nivel de tensión n para el año t-1, calculada de acuerdo con lo previsto en el numeral 3.1.1.2.
INVTRj,n,TI,l,t-1:	Valor de la inversión puesta en operación en el sistema del OR j en el nivel de tensión n, en la categoría de activos l para el año t–1. Calculada de acuerdo con lo previsto en el numeral 7.5, para los tipos de inversión TI = I y TI = III
L:	Cantidad de categorías de activos.
VACPIECj,n,t:	Valor acumulado hasta el año t de las nuevas inversiones que hacen parte del PIEC, de acuerdo con lo señalado en el capítulo 16 en el nivel de tensión n, diferentes a las incluidas en la variable VACNIj,n,t, para el OR j, expresado en pesos de la fecha de corte. Se calcula de la siguiente forma:

IRECj,n,l,t-1:	Inversión en activos puestos en operación en los proyectos de expansión de cobertura del OR j en el nivel de tensión n en la categoría de activos l para el año t-1, calculada de acuerdo con lo previsto en el numeral 16.7.
L:	Cantidad de categorías de activos.

4.3 verificación del valor anual de aom

Con el propósito de verificar la información de AOM, los OR deberán reportarla cada año adjuntado un concepto por parte de una firma verificadora.

El informe que entregue el verificador sobre la revisión de la información de AOM debe incluir, entre otros, el formulario debidamente diligenciado y su concepto de visto bueno o de salvedad sobre la información entregada por el OR.

Los OR deben entregar a la SSPD, la información de AOM del año anterior junto con el informe del verificador contratado La información a entregar, los plazos y los demás requisitos de los informes serán dados a conocer por la CREG en forma separada.

CAPÍTULO 5.

INGRESO ANUAL POR INCENTIVOS.

5.1 Incentivos por inversiones y gastos

Los ingresos obtenidos por incentivos a la eficiencia en inversiones y gastos se calculan con base en la siguiente expresión:

Donde:

INCj,n,t:	Ingreso anual por incentivos alcanzado por el OR j en el nivel de tensión n en el año t.
INCIj,n,t:	Ingreso anual por incentivos asociados con la eficiencia en las inversiones del OR j en el nivel de tensión n, en el año t, según lo establecido en el numeral 5.1.1.
INCGj,n,t:	Ingreso anual por incentivos asociados con la eficiencia en AOM del OR j en el nivel de tensión n, en el año t, según lo establecido en el numeral 5.1.2.

5.1.1 INCENTIVOS POR EFICIENCIA EN INVERSIONES

El incentivo asociado con la eficiencia en la ejecución del plan de inversiones se calculan de la siguiente manera:

Donde:

INVRj,n,t:	Inversiones de referencia del OR j, en el nivel de tensión n, para el año t.
INVAj,n,t:	Inversiones aprobadas en el plan de inversiones del OR j en el nivel de tensión n durante el año t. Según lo establecido en el numeral 5.1.1.1.
INCIj,n,t:	Ingreso anual por incentivos asociados con la eficiencia en las inversiones del OR j en el nivel de tensión n, en el año t.
INCAI j,n,t:	Incentivo por eficiencia alcanzado en inversiones por el OR j en el nivel de tensión n en el año t. Según lo establecido en el numeral 5.1.1.3.
INVRj,n,t-1:	Inversiones de referencia del OR j, en el nivel de tensión n, para el año t-1. Según lo establecido en el numeral 5.1.1.2.

5.1.1.1 Inversiones aprobadas

Las inversiones aprobadas en el plan de inversiones, INVA_j,n,t se calculan de la siguiente manera:

Donde:

INVAj,n,t:	Inversiones en activos aprobados en el plan de inversiones del OR j en el nivel de tensión n durante el año t.
INVAj,n,l,t:	Inversiones aprobadas en el plan de inversiones del OR j en el nivel de tensión n en la categoría de activos l durante el año t, calculado según lo establecido en los numerales 3.1.1.2.1 y 3.1.1.2.2.
Ln:	Cantidad de categorías de activos del nivel de tensión n.

5.1.1.2 Inversiones de referencia

Las inversiones de referencia para el incentivo, INVR_j,n,t se calculan de la siguiente manera:

Donde:

INVRj,n,t:	Inversiones en activos puestos en operación en el sistema del OR j en el nivel de tensión n durante el año t.
INVRj,n,l,t:	Inversiones en activos puestos en operación en el sistema del OR j en el nivel de tensión n en la categoría de activos l durante el año t, calculado según lo establecido en el numeral 3.1.1.2.3
Ln:	Cantidad de categorías de activos del nivel de tensión n.

5.1.1.3 Incentivo por eficiencia en inversiones alcanzado

El incentivo por eficiencia alcanzado en inversiones, INCAI_j,n,t, se calcula de la siguiente manera:

Donde:

INCAI j,n,t:	Incentivo por eficiencia alcanzado en inversiones por el OR j en el nivel de tensión n en el año t.
NIEj,n,t:	Nivel de inversiones ejecutadas por el OR j en el nivel de tensión n durante el año t, calculado según el numeral 5.1.1.3.1
NIORj,n,t:	Nivel de inversiones declarado por el OR j en el nivel de tensión n para el año t, calculado según el numeral 5.1.1.3.2.
IAIj,n,t:	Incentivo de información que de acuerdo con el nivel de inversiones declarado y el nivel de inversiones ejecutado que toma los siguientes valores:

Si NIOR_j,n,t y NIE_j,n,t <= 100, entonces IAI es 0.85

Si NIOR_j,n,t >100 % y NIE_j,n,t <= 100, entonces IAI es 0.425

Si NIE_j,n,t > 100, entonces IAI es 0

Para el primer año del periodo tarifario el incentivo por eficiencia en inversiones es igual a cero.

5.1.1.3.1 Nivel de inversiones ejecutadas

El nivel de inversiones ejecutadas, NIE_j,n,t, por el OR durante el año t se calcula de la siguiente manera:

Donde:

NIEj,n,t:	Nivel de inversiones ejecutadas por el OR j en el nivel de tensión n durante el año t. El valor máximo de esta variable es 110 y el valor mínimo es 90.
INVEj,n,t:	Inversiones en activos puestos en operación en el sistema del OR j, en el nivel de tensión n durante el año t, valoradas con los costos del OR.
INVRj,n,t:	Inversiones en activos puestos en operación en el sistema del OR j en el nivel de tensión n durante el año t, calculadas según el numeral 5.1.1.2.

Las inversiones ejecutadas se calculan de la siguiente manera:

Donde:

INVEj,n,t:	Inversiones ejecutadas por el OR j, en el nivel de tensión n durante el año t, valor en pesos de la fecha de corte.
Ln:	Cantidad de categorías de activos del nivel de tensión n.
UCOj,n,l:	Número de UC nuevas puestas en operación en el sistema del OR j en el nivel de tensión n durante el año t. No se incluyen las UC que fueron trasladadas y siguen en operación.
CRORi:	Valor de la UC i según la ejecución del OR. En este valor se deben incluir los mismos elementos de las UC definidas en el capítulo 14, así como las mismas actividades para su instalación.
PUi:	Fracción del costo de la UC i, que es remunerada vía cargos por uso.
RPPi:	Fracción del costo de la UC i, puesta en operación en el sistema del OR j en el nivel de tensión n durante el año t, 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, el cual a su vez fue modificado por el artículo 99 de la Ley 1450 de 2011.

Como soporte de las inversiones ejecutadas, el OR deberá presentar anualmente un informe en el cual se relacione la totalidad de UC puestas en operación durante el año, el valor ejecutado para cada uno de los proyectos del plan de inversiones aprobado, las desviaciones de las UC puestas en operación respecto a las aprobadas en el plan de inversiones.

De igual manera el OR deberá reportar el costo de las UC puestas en operación considerando los mismos elementos de las UC definidas en el capítulo 14, así como las mismas actividades requeridas para su instalación.

El valor total de las inversiones ejecutadas debe ser consistente con los valores reportados en la contabilidad de la empresa. En el informe se deben incluir los soportes de ejecución y la relación de las cuentas de la empresa en las cuales se incluyen estas inversiones.

5.1.1.3.2 Nivel declarado de inversiones del OR

Valor que representa la relación entre el costo del plan de inversiones estimado por el OR y el costo del plan de inversiones valorado con las UC definidas en el capítulo 14.

La variable NIOR_j,n,t es una valor que se encuentra entre 90 y 110.

Este valor debe ser reportado por el OR en la solicitud tarifaria y puede ser ajustado si se presentan modificaciones en el plan de inversiones de acuerdo con lo establecido en el numeral 7.6.

5.1.2 INCENTIVOS POR EFICIENCIA EN AOM

El incentivo asociado con la eficiencia en los gastos de administración, operación y mantenimiento se calcula de la siguiente manera:

Donde:

INCGj,n,t:	Ingreso anual por incentivos asociados con la eficiencia en los gastos de administración, operación y mantenimiento del OR j en el nivel de tensión n del año t.
AOMRj,n,t:	Gastos de AOM de referencia del OR j en el nivel de tensión n para el año t.
INCAGj,n,t:	Incentivo alcanzado por eficiencia en gastos de AOM del OR j en el nivel de tensión n en el año t.

5.1.2.1 Gastos de AOM de referencia

Los gastos de AOM de referencia, AOMR_j,n,t se calculan de la siguiente manera:

Donde:

IAAOM_j,n,t: Ingreso anual por concepto de AOM del OR j, para el año t en el nivel de tensión n, expresado en pesos de la fecha de corte, según lo establecido en el capítulo 4.

5.1.2.2 Incentivo por eficiencia de AOM alcanzado

El incentivo por eficiencia en gastos alcanzado, INCAG_j,n,t se calcula con la siguiente expresión:

Donde:

INCAGj,n,t:	Incentivo alcanzado por eficiencia en gastos de AOM del OR j en el nivel de tensión n en el año t.
NGEj,n,t:	Nivel de gastos ejecutados por el OR j en el nivel de tensión n durante el año t, calculado según el numeral 5.1.2.2.1
NGORj,n,t:	Nivel de gastos declarado por el OR j en el nivel de tensión n para el año t, calculado según el numeral 5.1.2.2.2.
IAIj,t:	Incentivo de información que de acuerdo con el nivel de gastos declarado y el nivel de gastos ejecutado que toma los siguientes valores:

Si NGOR_j,n,t-1 y NGE_j,n,t-1 <= 100, entonces IAI es 0.85

Si NGOR_j,n,t-1>100 y NGE_j,n,t-1<=100, entonces IAI es 0.425

Si NGE_j,n,t-1 > 100, entonces IAI es 0

Para el primer año del periodo tarifario el incentivo por eficiencia en gastos es igual a cero.

5.1.2.2.1 Nivel de gastos ejecutados

El nivel de gastos ejecutados, NGE_j,n,t, por el OR durante el año t se calcula de la siguiente manera:

Donde:

NGEj,n,t:	Nivel de gastos ejecutados por el OR j en el nivel de tensión n durante el año t. El valor máximo de esta variable es 110 y el valor mínimo es 90
AOMEj,n,t:	Gastos de AOM ejecutados por el OR j en el nivel de tensión n durante el año t.
AOMRj,n,t:	Gastos de AOM de referencia del OR j, en el nivel de tensión n, para el año t. calculado según lo establecido en 5.1.2.1.

Los gastos ejecutados corresponden a los gastos reales de la empresa asociados con las actividades y cuentas reconocidas.

Como soporte de los gastos ejecutados, el OR deberá presentar anualmente un informe en el cual se relacione el valor de gastos de AOM ejecutado que incluya los soportes de ejecución y la relación de las cuentas de la contabilidad de la empresa en las cuales se incluyen los gastos reconocidos. Igualmente se deben relacionar las cuentas de la contabilidad de la empresa en los cuales se incluyen los gastos no reconocidos.

5.1.2.2.2 Nivel declarado de gastos del OR

Valor que representa la relación entre los gastos de AOM estimados por el OR y los gastos de AOM de referencia.

La variable NGOR_j,n,t es una valor que se encuentra entre 90 y 110.

Este valor debe ser reportado por el OR en la solicitud tarifaria y puede ser ajustado si se presentan modificaciones en el plan de inversiones de acuerdo con lo establecido en el numeral 7.6.

5.2 INCENTIVOS POR EFICIENCIA EN CALIDAD DEL SERVICIO

Los incentivos obtenidos por el desempeño en la calidad promedio, que serán aplicados en el ingreso de cada OR, se hallan como se muestra a continuación:

Donde:

INCCj,n,t:	Ingreso anual por incentivos asociados con la calidad del servicio del OR j en el nivel de tensión n, en el año t
INCDj,n,t:	Ingreso anual por incentivos asociados con la calidad del servicio relativa a los indicadores de duración del nivel de tensión n, del OR j, en el año t.
INCFj,n,t:	Ingreso anual por incentivos asociados con la calidad del servicio relativa a los indicadores de frecuencia del nivel de tensión n, del OR j, en el año t.

Donde:

IC_SAIDIt-1,j:	Incentivo de calidad por el indicador SAIDI alcanzado por el OR j en el año t-1, aplicable durante el año t del periodo tarifario, según lo establecido en el numeral 6.2.3.4.1.
IC_SAIFIt-1,j:	Incentivo de calidad por el indicador SAIFI alcanzado por el OR j en el año t-1, aplicable durante el año t del periodo tarifario, según lo establecido en el numeral 6.2.3.4.2.
BRAEj,n,o:	Base regulatoria de activos eléctricos del nivel de tensión n al inicio del periodo tarifario, según lo establecido en el numeral 3.1.1.1

CAPÍTULO 6.

CALIDAD DEL SERVICIO.

6.1 Calidad del Servicio en los STR

La continuidad en la distribución de energía eléctrica en los STR dentro de los niveles de calidad establecidos, será responsabilidad de los OR. Sin perjuicio de la responsabilidad a cargo del OR 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 OR, a favor de los usuarios, de conformidad con lo establecido en este anexo.

Las compensaciones se aplicarán disminuyendo el ingreso mensual que le corresponde a cada OR. Para tal efecto, el LAC calculará mensualmente las compensaciones que deberán ser asumidas por el OR, conforme a lo previsto en este capítulo.

6.1.1 Activos sujetos al esquema de calidad

Las disposiciones sobre calidad en los STR aplicarán a los agentes que realizan la actividad de distribución en estos sistemas, y a todos aquellos agentes responsables de la información necesaria para la aplicación del esquema de calidad del servicio en los STR, establecido en esta resolución.

Los activos del STR sobre los que aplica el esquema de calidad del servicio son los que: i) hacen parte del inventario reconocido a cada OR, ii) están en operación comercial y podrán hacer parte de este inventario, o iii) son construidos como resultado de procesos de libre concurrencia.

Para el caso de los proyectos adjudicados mediante procesos de libre concurrencia, la clasificación de los activos deberá actualizarse cada vez que entre en vigencia la resolución que defina las UC para remunerar la actividad de distribución.

6.1.2 Bases de datos

El CND será el responsable de centralizar, almacenar y procesar la información de eventos, que permita calcular los indicadores de indisponibilidad de los grupos de activos definidos en el numeral 6.1.3.2.

La información de eventos deberá mantenerse actualizada en la base de datos creada por el CND para su reporte. Esta información será utilizada, entre otros, para calcular las variables relacionadas con la calidad del servicio, las compensaciones, las remuneraciones de los activos y también será insumo para la determinación de la ENS.

El CND deberá mantener almacenada la información de eventos, en medio digital o de última tecnología, por un periodo no inferior a cinco años y deberá elaborar un resumen mensual de los eventos registrados en la base de datos, identificando el activo con el código asignado por el CND, el grupo de activos al que pertenece, la duración del evento, la causa y la fecha y hora de ocurrencia.

Tanto la información reportada como el resumen deberán estar disponibles para consulta de la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD, y la CREG. Si el CND cambia la forma de identificar los activos, deberá preverse la forma de recuperar la información histórica de cada uno de los activos.

6.1.3 Reglamento para el reporte de eventos

El reporte de eventos debe realizarse teniendo en cuenta las disposiciones que a continuación se establecen.

6.1.3.1 Responsabilidad del reporte de información

El OR, o quien opere un activo en el STR, deberá informar al CND la ocurrencia de cualquier evento dentro de los quince (15) minutos siguientes a la ocurrencia del mismo, y la finalización de la ejecución de maniobras dentro de los cinco (5) minutos siguientes. En caso de que un agente no efectúe tales notificaciones en los plazos señalados, se ajustará el número máximo de horas anuales de indisponibilidad del activo correspondiente, de acuerdo con lo establecido en este anexo.

Los OR son los responsables de la recolección y el reporte de la información de eventos. Cuando el OR no opere los activos directamente, la información será reportada por quien los opera, y en el respectivo contrato de operación podrán precisarse los mecanismos para que el OR conozca la información reportada al CND. En todo caso, el responsable de la calidad y la oportunidad de la información reportada, a través del sistema dispuesto por el CND para este fin, es el OR a quien se le están remunerando los activos.

Para activos nuevos, el OR, o quien los opere, deberá reportar los eventos en la forma dispuesta en la presente resolución, a partir de su fecha de entrada en operación comercial.

6.1.3.2 Activos del STR a reportar

Para los STR se deberán reportar los eventos sobre los activos que conforman los siguientes grupos de activos:

a) Conexión del OR al STN: constituido por el transformador que se conecta al STN, incluye todas las bahías de transformador que lo conectan al SIN siempre que estas estén siendo remuneradas en la actividad de distribución. Además se consideran dentro de este grupo los transformadores que, aunque no se conectan al STN, por lo menos tienen dos devanados operando en el nivel de tensión 4, junto con las bahías de transformador en este mismo nivel,

b) Equipos de compensación: constituido por el respectivo equipo de compensación y las bahías que lo conectan al STR,

c) Línea del STR: constituido por el circuito que conecta dos subestaciones del STR (o más de dos subestaciones si hay conexiones en T). Incluye las bahías de línea con las que se opera su conexión al STR. Si una línea está conformada por más de un circuito, deberán reportarse por separado los eventos de cada uno de los circuitos.

d) Barraje: constituido por el módulo de barraje y las bahías de acople, transferencia o seccionamiento, en caso de que cuente con éstas.

6.1.3.3 Información del reporte de eventos

El reporte de eventos deberá contener como mínimo lo siguiente:

a) activo sobre el cual se presenta el evento,

b) fecha y hora de ocurrencia del evento,

c) duración del evento teniendo en cuenta los tiempos de ejecución de maniobras establecidos por la regulación y los procedimientos que el CNO defina para tal fin,

d) la capacidad disponible del activo durante el evento, con base en la estimación de la capacidad disponible de que trata el numeral 6.1.7,

e) causa que origina el evento, precisando si corresponde a alguna de las excluidas,

f) cuando el activo quede indisponible por causa de otro del STR, informar el activo causante y precisar si pertenece al mismo grupo de activos,

g) señalar si el evento obedece a la operación de un esquema suplementario, identificando el respectivo esquema,

h) diferenciación entre eventos programados y no programados,

i) demanda no atendida identificada por el OR,

j) número de consignación, cuando aplique,

k) clasificación según las causas detalladas, acordadas y publicadas por el Consejo Nacional de Operación, CNO,

l. Descripción del evento.

El CNO deberá mantener publicada y actualizada la lista de causas detalladas, necesarias para que los agentes entreguen la información solicitada en el literal k. Si bien el reporte de eventos debe hacerse en el plazo que para tal fin se establece, la causa detallada podrá ser modificada dentro del plazo que establezca el CND, ya que corresponde a un dato informativo que no se utiliza en el cálculo de las compensaciones ni de los indicadores de calidad establecidos en este anexo.

Cuando se presenten eventos ocasionados por la actuación de esquemas suplementarios de protección instalados para evitar la sobrecarga de circuitos o transformadores remunerados en el nivel de tensión 4, su duración deberá asignarse a los activos que originaron su instalación, sin importar que los activos desconectados por la actuación del esquema pertenezcan a niveles de tensión diferentes al 4. La duración de estos eventos deberá ser igual al mayor de los tiempos de interrupción de cualquiera de los activos que fueron desconectados. El CND deberá mantener publicada en su página web la lista con los esquemas suplementarios existentes en el SIN, identificando los activos que operarían por la actuación del mismo y precisando cuáles se instalaron para evitar sobrecargas en circuitos o transformadores remunerados en el nivel de tensión 4.

El CND deberá mantener publicados en su página web los formatos e instrucciones para el reporte de eventos que tengan en cuenta las disposiciones establecidas en este capítulo. Cuando el CND requiera modificar los formatos e instrucciones para el reporte de eventos deberá enviarlos previamente para conocimiento de la CREG.

6.1.3.4 Validación de la información

El CND confrontará la información de eventos que se ingresa a la base de datos con la información que le haya sido reportada por los operadores de los activos, así como con la información disponible en los registros de señales digitales y análogas ante la ocurrencia de eventos, los registros de las lecturas de energía y potencia en tiempo real para las barras de las subestaciones del STR, los registros de consignaciones y el reporte de fallas en transformadores de medida, entre otros. El CND definirá las fuentes que utilizará y la información que verificará.

La confrontación mencionada se realizará de la siguiente manera:

a) Si el CND identifica discrepancias en el reporte de un evento en cuanto a su duración, para el cálculo de los indicadores definidos en este anexo deberá asumirse el evento de mayor duración.

b) Si el agente no reporta información sobre el activo involucrado en el evento, o se constatan discrepancias sobre la identidad del activo reportado, deberá asumirse que la ocurrencia del evento se presentó en todos los activos involucrados, cuya responsabilidad de operación y mantenimiento sea del OR que no reportó correctamente la información.

En el proceso de validación, si el CND encuentra que la indisponibilidad de un activo dejó como activo no operativo a otros diferentes a los que conforman su grupo de activos, ingresará los reportes correspondientes sobre estos activos e informará al agente causante de la no operatividad.

Después de finalizado el proceso de validación, en el sistema de consulta que habilite el CND, los agentes podrán revisar la información validada y el listado de las inconsistencias encontradas. En caso de ser necesario, el agente podrá solicitar ajustes a la información publicada y el CND responderá a los agentes las solicitudes presentadas, de acuerdo con los procedimientos que establezca para tal fin.

La información validada por el CND y, de ser el caso, ajustada según los comentarios de los agentes, será la que deberá quedar registrada en la base de datos de reporte de eventos de que este anexo.

6.1.3.5 Supervisión de activos del STR

Los OR deberán contar con supervisión en tiempo real de los activos del STR a reportar, un sistema de secuencia de eventos, SOE, un enlace de comunicación y el protocolo acordado con el CND.

Las características mínimas de la información a suministrar en tiempo real y de los sistemas de comunicaciones son las que para tal fin haya definido el CND.

Con la frecuencia que el CND determine, el OR deberá permitirle acceder a la información registrada en su sistema de supervisión, con el fin de obtener las mediciones de potencia en los barrajes del nivel de tensión 4 o, en el caso en el que el OR no tenga este nivel en su sistema, en los puntos de conexión con los sistemas de otros OR.

6.1.3.6 Plazos

Para realizar los procedimientos descritos en el presente capítulo, se tendrán en cuenta los siguientes plazos, cada uno contado a partir de las 24:00 horas del día de operación:

Tabla 7 Plazos para realizar procedimientos

El CND precisará, en su página web, mayores plazos para el “Ingreso de reporte de eventos” de aquellos ocasionados por catástrofes naturales o por actos de terrorismo y para los que causen desatención de la demanda de energía cuya magnitud sea superior al 10 % de la demanda del SIN.

6.1.4 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 máximas horas anuales de indisponibilidad, MHAI, que se definen para los grupos de activos identificados en la Tabla 8:

Tabla 8 Máximas horas anuales de indisponibilidad

Para los grupos de activos “conexión del OR al STN”, “equipo de compensación” y “línea nivel del STR” se consideran incluidas las respectivas bahías. Para el grupo de activos “Barraje” se diferencian las máximas horas permitidas para barrajes que cuentan con bahías de maniobra y para barrajes que no cuentan con éstas.

El máximo permitido se debe comparar con la suma de las indisponibilidades de los activos que hacen parte del grupo de activos. En subestaciones con configuración de interruptor y medio hacen parte del grupo de activos tanto el interruptor del lado del barraje como el corte central. En subestaciones con configuración en anillo hacen parte del grupo de activos los dos interruptores relacionados con el respectivo activo. Para las subestaciones con estas dos configuraciones se requiere que los activos estén siendo remunerados en la actividad de distribución.

Para comparar la suma de las horas de indisponibilidad de los activos que conforman un grupo de activos respecto a las MHAI, no se tendrán en cuenta las horas de indisponibilidad causadas a cada uno de los activos por los demás activos que conforman su grupo de activos.

6.1.5 Máximos permitidos de indisponibilidad.

Para cada grupo de activos, las máximas horas anuales de indisponibilidad se reducirán en 0,5 horas cada vez que se presente alguna de estas situaciones: i) consignación de emergencia solicitada, ii) modificación al programa trimestral de consignaciones o mantenimientos, iii) retraso en reporte de eventos de cualquiera de los activos que conforman el grupo. El CND calculará mensualmente la meta ajustada, de acuerdo con la siguiente fórmula:

Donde:

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.
SCEm,u:	Número acumulado de solicitudes de consignaciones de emergencia, exceptuando las excluidas, 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. (número entero)
CPSMm,u:	Número acumulado de cambios al programa trimestral de mantenimientos, exceptuando los excluidos, 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. (número entero)
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. (número entero)
NGU:	Número de activos que conforman el grupo de activos gu.

6.1.6 Indisponibilidad de los activos de uso del STR

La duración de las indisponibilidades de los activos del STR se medirá 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 establecidos en este anexo, la calcula mensualmente el CND mediante la siguiente expresión:

Donde:

HIDm,u:	Horas de Indisponibilidad del activo u, durante el mes m.
i:	Identificador de la 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 expresada en porcentaje de la capacidad nominal, durante la indisponibilidad i.

Para la aplicación de esta metodología, se tendrá en cuenta la historia de las indisponibilidades del activo u, presentadas con anterioridad a la entrada en vigencia de esta resolución.

Las horas programadas para el mantenimiento de un activo, incluidas en la programación semanal de mantenimientos considerada por el CND para elaborar los programas de despacho, que no sean utilizadas para dicha actividad, se contarán como horas de indisponibilidad del activo. Para las horas no utilizadas, en las que el CND no haya programado generaciones de seguridad, se tomará como indisponibilidad el 50% de ellas.

El CND llevará un registro de las horas efectivamente utilizadas en el mantenimiento de cada activo y de las horas adicionales contabilizadas como indisponibilidad de acuerdo con lo previsto en el párrafo anterior.

Un mantenimiento puede ser cancelado hasta las 08:00 horas del día anterior de la operación, para que esta información pueda ser tenida en cuenta en el despacho.

6.1.7 Estimación de la capacidad disponible

La capacidad disponible de un activo se estima teniendo en cuenta las siguientes condiciones para cada tipo de activo:

a) módulo de barraje: si la unidad constructiva queda parcialmente disponible se considera que la capacidad disponible es el 50 % de la capacidad nominal,

b) líneas, transformadores, unidades de compensación: la capacidad disponible es la capacidad real disponible del activo, medida en las mismas unidades de la capacidad nominal. Para los casos de líneas con conexiones en T, la capacidad disponible de la línea equivale a la proporción que representa la longitud que queda en servicio frente a la longitud total de la línea, multiplicada por la capacidad nominal de la línea,

c) bahías de interruptor y medio: la capacidad disponible de las bahías del diámetro se determina así: i) ante la indisponibilidad de uno de los interruptores diferentes al corte central del diámetro, la capacidad disponible de la bahía respectiva es el 33% de la capacidad nominal; ii) ante la indisponibilidad del corte central, la capacidad disponible de cada una de las dos bahías asociadas al diámetro es el 67% de la capacidad nominal; iii) ante la indisponibilidad del corte central y de uno de los interruptores del diámetro, la respectiva bahía se considera completamente indisponible, iv) ante la indisponibilidad simultánea de los dos interruptores diferentes al corte central, que forman parte de un mismo diámetro, se considera que las dos bahías asociadas a ese diámetro se encuentran completamente indisponibles,

d) Para los demás activos se considera que la capacidad disponible es el 0 % o el 100 % de la capacidad nominal, dependiendo de si el equipo está en falla o está en funcionamiento normal.

6.1.8 Eventos excluidos

No se incluirán en el cálculo de las horas de indisponibilidad, HID_m,u, del activo ni de la variable CNE_m,u, los eventos que hayan sido causados por alguna de las situaciones que se enumeran a continuación, siempre y cuando se cumplan las reglas que se establecen en este numeral.

a) Eventos programados por trabajos debidos a la ejecución del plan de inversiones, tal como se definen en el artículo 3. Para que estos sean excluidos del cálculo se requiere que se cumplan las siguientes reglas:

i) El OR informa por escrito al CND acerca de la conexión de los nuevos activos con una anticipación mínima de 90 días calendario.

ii) Junto con la solicitud, el agente informa al CND sobre los activos requeridos para la incorporación o conexión del nuevo proyecto al SIN, coordinando con los responsables de los equipos que se requiera desconectar para que éstos soliciten las consignaciones necesarias al CND, si se requiere. Para dichas consignaciones se debe cumplir con los plazos y procedimientos previstos en la regulación vigente para la coordinación de consignaciones en el SIN, y declarar como causa la incorporación de nuevos activos al SIN, e indicando el proyecto respectivo.

iii) El tiempo máximo reconocido sin afectar la disponibilidad de los activos relacionados, diferentes a los asociados con el proyecto que se incorpora, será igual a los tiempos asociados a las maniobras de conexión del activo al SIN más el tiempo durante el cual el proyecto se encuentre en pruebas antes de su entrada en operación comercial.

b) Indisponibilidades de activos solicitadas por el CND, por razones operativas o consideraciones de calidad o confiabilidad del SIN. El CND indicará los casos en los que imparte instrucción directa para ejecutar maniobras en los activos del STR.

c) Esquemas suplementarios de protección diferentes a los instalados para evitar la sobrecarga de circuitos o transformadores remunerados en el nivel de tensión 4. Esto, siempre que para su instalación se haya dado cumplimiento a lo previsto en la regulación.

d) 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.

e) 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, siempre que se cumplan las siguientes reglas:

i) El OR afectado por el evento deberá declarar oficialmente ante el CND la ocurrencia del mismo y será responsable por tal declaración. Esta declaración deberá ser por escrito, anexando la información de los activos afectados y la manifestación de que cumplió con las demás reglas exigidas para excluir este evento. Asimismo, si se prevé que el evento tendrá una duración superior a los tres (3) días a partir de su ocurrencia, el agente tendrá que informar a los usuarios finales que puedan resultar afectados, dentro de las 48 horas siguientes a la ocurrencia del evento, a través de cualquier medio de comunicación masivo disponible en la región o área afectada que garantice su adecuada difusión.

ii) El OR afectado por el evento deberá establecer el plazo para la puesta en operación de los activos afectados, para lo cual deberá entregar al CND y al CNO un cronograma y presentarles los respectivos informes de avance del mismo.

f) Las solicitudes de consignaciones de emergencia, las modificaciones al programa trimestral de consignaciones o los incumplimientos en los tiempos de ejecución de maniobras, originados en los eventos definidos en el literal anterior.

g) Las indisponibilidades debidas a mantenimientos mayores que se hayan efectuado con sujeción al procedimiento establecido para tal fin.

h) Las indisponibilidades necesarias para enfrentar las situaciones acontecidas de riesgo de la vida humana. Para su exclusión el OR deberá elaborar un informe en el que documente y soporte esta situación.

i) Las indisponibilidades originadas en exigencias de traslados y adecuaciones de la infraestructura eléctrica por parte de entidades distritales, municipales, departamentales, organismos estatales competentes en temas de infraestructura y medio ambiente, o demás autoridades, o por proyectos de desarrollo en concordancia con planes de ordenamiento territorial; siempre que se cumplan las siguientes reglas:

i) El OR afectado deberá declarar oficialmente al CND, mediante comunicación escrita, la fecha de inicio de intervención de activos por la ejecución de las obras o sobre las modificaciones a las instalaciones existentes, detallando los activos afectados, el número de días calendario de la indisponibilidad y adjuntando las respectivas certificaciones de las entidades estatales o de los organismos correspondientes.

ii) Si se presentan cambios en la duración prevista, el OR lo informará por escrito al CND y anexará la correspondiente certificación.

Las comunicaciones mencionadas en este numeral deberán presentarse dentro del plazo que para tales fines determine el CND. En todo caso, el CND deberá contar con la información en forma oportuna para que el LAC calcule las compensaciones correspondientes al mes a facturar.

Cuando los eventos de que trata este numeral ocurran en el mismo periodo horario con eventos ocasionados por indisponibilidades no excluidas y se determine que hubo ENS, se deberá seguir el procedimiento descrito para tal fin en la Resolución CREG 094 de 2012, o la que la adicione, modifique o sustituya.

6.1.9 Procedimiento para los mantenimientos mayores.

El mantenimiento mayor de un activo es el que se realiza por una vez cada seis años y requiere un tiempo mayor a las máximas horas anuales de indisponibilidad fijadas para el grupo de activos al que pertenece ese activo.

Los mantenimientos mayores deberán ser reportados en el programa trimestral de mantenimientos y ajustarse a los procedimientos aquí establecidos.

El tiempo máximo permitido para el mantenimiento mayor de un activo es de 96 horas cada 6 años y este periodo se cuenta a partir del 1 de abril de 2013. Se exceptúan los activos asociados a UC tipo encapsuladas cuyo mantenimiento mayor contará con un tiempo máximo reconocido de 288 horas que podrán utilizarse una vez cada 18 años o fraccionarse y utilizarse una vez cada 6 años, contados a partir del 1 de abril de 2013. La cantidad de horas que sobrepase las definidas para el mantenimiento mayor no se considerará indisponibilidad excluida.

El número permitido de horas se puede distribuir a solicitud del OR. La distribución debe hacerse de tal forma que, desde el día de inicio hasta el último día del mantenimiento, no se sobrepase un total de 30 días calendario. La duración mínima de indisponibilidad solicitada por esta causa debe ser de 32 horas.

Para cada día de trabajo, la duración mínima de cada indisponibilidad solicitada deberá ser de ocho horas de trabajo; tratándose del último día de los programados para el mantenimiento mayor, esta duración puede ser menor. Sin embargo, si por las condiciones de seguridad del SIN se requiere la disminución de este número de horas para un día determinado, el CND lo podrá solicitar al operador del activo, ante lo cual este último evaluará y tomará la decisión de disminuir la duración o mantener la inicialmente programada. Lo anterior sin perjuicio de la responsabilidad del operador del activo por la gestión del mantenimiento mayor.

Para el caso de un banco de transformadores, el tiempo máximo permitido por mantenimiento mayor puede dividirse de tal forma que el mantenimiento de cada unidad se pueda programar en fechas diferentes. En este caso, sólo una de las tres indisponibilidades solicitadas podrá ser inferior a 32 horas, y cada una de las tres puede ser inferior a las máximas horas anuales de indisponibilidad establecidas para el grupo de activos denominado conexión del OR al STN.

Sin perjuicio de lo anterior, un mantenimiento mayor podrá suspenderse por orden del CND si encuentra que las condiciones de seguridad del SIN lo requieren o por orden de una autoridad competente.

6.1.10 Activos que entran en operación comercial.

A partir de la fecha de entrada en operación comercial de activos del STR y hasta que se inicie su remuneración al respectivo agente a través de cargos por uso, este agente será el responsable por la ocurrencia de eventos en estos activos que ocasionen ENS.

En consecuencia, a partir de la fecha de entrada en operación comercial de los activos se deberán reportar los eventos en la forma dispuesta en la presente resolución. Cuando se presente ENS, se estimará su magnitud en la forma descrita en la Resolución CREG 094 de 2012, o aquella que la adicione, modifique o sustituya, y se aplicará la respectiva compensación.

El LAC incluirá esta compensación dentro del cálculo de la variable CNE_m,u descrita en el numeral 6.1.13.2, a aplicarse para el mes m siguiente al mes de publicación del informe de ENS.

En todo caso, cuando los activos estén incluidos en la remuneración del STR a través de cargos por uso, el agente que recibe la remuneración será responsable por el cumplimiento de todos los indicadores de calidad establecidos en este anexo. Para el cálculo de las horas de indisponibilidad del activo, sólo se tendrán en cuenta las reportadas desde el primer mes de remuneración.

6.1.11 Valor de referencia para compensación

Para calcular el valor de las compensaciones, en caso de requerirse, se utilizará la siguiente referencia:

VHRCm,u,j:	Valor horario de referencia para el cálculo de la compensación del activo u, del OR j, durante el mes m.
r:	Tasa de retorno para la actividad de distribución.
CRu:	Costo establecido para el activo u de acuerdo con las unidades constructivas utilizadas para la valoración de activos de la BRA inicial.
PUu,j:	Porcentaje de uso del activo u que se reconoce al OR j.
IPPm-1:	Índice de precios al productor total nacional correspondiente al mes m-1.
IPPo:	Índice de precios al productor total nacional correspondiente a la fecha de corte.

6.1.12 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 este 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.
VHRCm,u,j:	Valor horario de referencia para el cálculo de la compensación del activo u, del OR j, durante el mes m.

6.1.13 Compensaciones

6.1.13.1 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:

Si para el grupo de activos gu en el mes m se obtiene que HIDA_m,gu = MHAIA_m,gu entonces las horas a compensar, HC_m,gu, serán iguales a cero.

Por el contrario, si para el grupo de activos gu en el mes m se obtiene que HIDA_m,gu > MHAIA_m,gu entonces las horas a compensar se calcularán como se muestra a continuación:

La compensación para cada activo u por incumplimiento de los máximos permitidos de indisponibilidad se calculará con:

Donde:

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.
ma:	Mes o meses anteriores al mes m.
NGU:	Número de activos que conforman el grupo de activos gu.
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.
VHRCm,u,j:	Valor horario de referencia para el cálculo de la compensación del activo u, del OR j, durante el mes m.

Las compensaciones se calculan para los activos enunciados en el numeral 6.1.1

6.1.13.2 Compensaciones por dejar no operativos otros activos o por energía no suministrada

Un evento en un activo puede generar energía no suministrada, ENS, o puede dejar otros no operativos, diferentes a los que conforman su grupo de acuerdo a lo previsto en el numeral 6.1.3.2, cuando, a pesar de estar disponibles, dichos activos no puedan operar debido a la indisponibilidad del primero.

La compensación CNE del activo u, para cada mes m, que deberá ser asumida por el OR responsable de la operación y mantenimiento de los activos cuya indisponibilidad ocasione que otros activos queden no operativos o que se presente ENS se calcula con:

Donde:

CNEm,u:	Compensación del activo u, en el mes m, por energía no suministrada y/o por dejar no operativos otros activos.
CNEi,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.

Para determinar el valor de la compensación CNE_i,m,u se utilizará una de las siguientes tres condiciones:

a) 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 (HIDA_m,gu = MHAIA_m,gu) y el porcentaje de energía no suministrada, PENS_j,h, es inferior al porcentaje definido en el numeral 3.4 de la Resolución CREG 094 de 2012, el valor de la compensación CNE para la indisponibilidad i, es igual a cero.

b) 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 (HIDA_m,gu > MHAIA_m,gu) y el porcentaje de energía no suministrada, PENS_j,h, es inferior al porcentaje definido en el numeral 3.4 de la Resolución CREG 094 de 2012, el valor de la compensación CNE se obtiene de la siguiente forma:

c) Si durante la indisponibilidad i, del activo u, para alguna de las horas de duración de la indisponibilidad el porcentaje de energía no suministrada, PENS_j,h, es mayor que el porcentaje definido en el numeral 3.4 de la Resolución CREG 094 de 2012, el valor de la compensación CNE se obtiene de la siguiente forma:

En las fórmulas de este numeral se utilizan las siguientes variables:

PENSj,h:	Porcentaje de la energía no suministrada, calculado de acuerdo con lo previsto en el numeral 3.4 de la Resolución CREG 094 de 2012.
VHRCm,r,j:	Valor horario de referencia del activo r que quedó no operativo por la indisponibilidad del activo u del OR j, durante el mes m, calculado con base en lo establecido en el numeral 6.1.11.
Hi,r:	Número de horas de no operatividad del activo r causadas por la indisponibilidad i del activo u.
ENSi:	Valor de la energía no suministrada de la indisponibilidad i, corresponde a la variable ENSq calculada de acuerdo con lo previsto en el numeral 3.4 de la Resolución CREG 094 de 2012.
CRO:	Costo incremental operativo de racionamiento de energía definido y calculado por la UPME, correspondiente al primer escalón, que rija para el mes m en el que se aplique la variable CNEm,u.

El CND cálculará la ENS de cada uno de los eventos que se presentan en los activos del STR y lo informará al LAC para que este calcule el valor de la CNE correspondiente y la incluya en la liquidación de cargos del mes siguiente al de recibo de esta información. El cálculo de la ENS será hecho con base en las disposiciones que para tal fin se encuentran contenidas en la Resolución CREG 094 de 2012, o la que la modifique o sustituya.

Si por la ocurrencia de un evento el valor del PENS_j,h supera el porcentaje definido en el numeral 3.4 de la Resolución CREG 094 de 2012, pero no se presenta demanda no atendida, el OR podrá informarlo al LAC y en este caso el valor de ENS que deberá utilizarse para el cálculo de la compensación será igual a cero. El LAC definirá la forma en que el OR le reportará que no se presentó demanda no atendida y el plazo para este reporte será de quince días calendario contados a partir de la fecha de ocurrencia del evento.

La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, en el desarrollo de sus funciones, podrá verificar la información entregada por el OR al LAC, para lo cual el OR deberá mantener disponible la información y soportes con los cuales concluyó que no se presentó demanda no atendida por la ocurrencia del evento.

6.1.13.3 Valor total a compensar

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:

Donde:

CSTRj,m:	Suma de los valores que debe compensar en el STR 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.
VHRCm,u,j:	Valor horario de referencia para el cálculo de la compensación del activo u, del OR j, durante el mes m.
IMRTm,u:	Ingreso Mensual Temporal para el activo u, en el mes m, mientras el activo u esté indisponible por las causas citadas en el numeral 6.1.12.
CNEm,u:	Compensación del activo u, en el mes m, por energía no suministrada o por dejar no operativos otros activos.
CNEPm-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.

6.1.14 Informe sobre ENS

Cuando la variable PENS_j,h, supere el porcentaje definido en el numeral 3.4 de la Resolución CREG 094 de 2012 el CND deberá publicar en su página web y enviar a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD, un informe donde se haga el análisis detallado del evento ocurrido y contenga como mínimo lo siguiente:

a) Número y descripción de eventos registrados y los activos causantes de los eventos,

b) valores y memoria de cálculo de todas las variables descritas en este capítulo,

c) para los mercados de comercialización afectados, la curva de potencia activa del periodo horario del evento, de los 12 periodos anteriores y de los 12 siguientes a la ocurrencia del mismo, y

d) el informe final del evento previsto en los acuerdos del CNO.

El informe será elaborado por el CND, teniendo en cuenta los plazos establecidos en los acuerdos del CNO para la presentación de los informes de análisis del evento, y suministrado como herramienta de análisis a la SSPD para lo de su competencia.

6.1.15 Zona excluida de CNE

Una zona excluida de CNE es la zona del STR que, en condiciones normales de operación, es alimentada sólo por un circuito o sólo por un transformador, de los que conforman el STR. También podrán ser zonas excluidas de CNE, de manera temporal, aquellas zonas que se alimenten sólo por un circuito o sólo por un transformador, de los que conforman el STR, cuando los demás activos que alimentan la zona se encuentren indisponibles por los eventos excluidos de que trata el numeral 6.1.8. La zona dejará de ser zona excluida de CNE en el momento en que otro activo del STR alimente dicha zona.

Las zonas del STR que cumplan con las condiciones establecidas en este numeral se denominarán zonas excluidas de CNE y para ellas no habrá lugar al cálculo de compensaciones por dejar no operativos otros activos o por ENS, ante eventos ocasionados por los activos que las conforman.

6.1.15.1 Lista de zonas excluidas de CNE

Para que una zona sea considerada como zona excluida de CNE, el CND verificará que cumple con la definición y los requisitos previstos en el siguiente numeral. El CND deberá publicar en su página web la lista de zonas excluidas de CNE y el conjunto de activos del STR que hacen parte de cada una de ellas. Si varios OR identifican activos que dependen eléctricamente de un mismo activo, el CND los agrupará y conformará una sola zona excluida de CNE.

El CND actualizará la lista cuando se identifique una nueva zona excluida de CNE que cumpla con los requisitos. También actualizará la lista cuando elimine una zona excluida de CNE por una de las siguientes causas: i) entró en operación comercial un proyecto que cambia alguna condición que sirvió para que la zona excluida de CNE fuera identificada previamente como tal, o ii) el proyecto, definido como viable por la UPME, no entró en operación comercial en la fecha prevista por esta entidad.

La lista actualizada de zonas excluidas de CNE serán tenidas en cuenta por el LAC en la estimación de las compensaciones, a partir del primer día calendario del mes siguiente a cuando el CND la haya publicado en su página de Internet.

Para el caso de las zonas excluidas de CNE de manera temporal, el CND determinará un listado de aquellas zonas que en el mes anterior se ajustaron a la condición que para tal fin se establece en el numeral 6.1.15, de acuerdo con la información de eventos registrada en sus bases de datos. Este listado se publicará mensualmente en la página web del CND y será tenido en cuenta por el LAC en la estimación de las compensaciones, a partir de la fecha de su publicación.

6.1.15.2 Procedimiento para establecer zonas excluidas de CNE

El OR identificará la zona excluida de CNE de acuerdo con lo señalado en el numeral 6.1.15 y para que sea considerada como tal, deberá cumplir con lo siguiente:

a) Enviar al CND el diagrama unifilar de la zona excluida de CNE,

b) Identificar e informar al LAC los activos del STR que hacen parte de la zona excluida de CNE.

c) 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. Para esto se deberá tener en cuenta lo siguiente:

i) 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.

ii) Si la UPME no considera viable ninguna de las alternativas planteadas y no sugiere otra factible, la zona se considerará zona excluida de CNE.

iii) Si se tiene una alternativa con el visto bueno de la UPME, el valor a compensar, CNE, empezará a ser liquidado por el LAC a partir de la fecha que haya confirmado la UPME para la entrada en operación del nuevo proyecto.

d) Enviar al CND copia de la comunicación donde la UPME indique, para cada zona, que el OR entregó la información prevista en literal anterior junto con la información que esta entidad requirió para definir la viabilidad de las alternativas presentadas.

Las zonas excluidas de CNE que hayan sido identificadas con anterioridad a la entrada en vigencia de esta resolución no requerirán cumplir de nuevo estos requisitos y se mantendrán en el listado hasta que otro activo del STR alimente dicha zona o hasta la fecha de entrada en operación que apruebe la UPME para un nuevo proyecto que alimente esta zona.

6.1.16 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 en el STR no podrá superar el 60 % de la suma de los ingresos en este sistema 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 %.

Además, la suma del valor de las compensaciones en el STR para cada OR j, en un año calendario, estarán limitadas a un valor equivalente al 30 % del ingreso del OR en ese año para el nivel de tensión 4, estimado actualizando la variable IAA_j,4,t, definida en el capítulo 3, con el IPP de diciembre del año anterior.

Con el objeto de verificar este límite, el LAC calculará mensualmente para cada OR la siguiente variable:

Donde:

ACSTRj,m:	Valor acumulado de las compensaciones en el STR durante los meses transcurridos del año calendario hasta el mes m.
CSTRj,m:	Suma de los valores que debe compensar en el STR el OR j por incumplimiento de lo establecido en este capítulo, en el mes m.

Si para un mes m se obtiene que el valor acumulado supera el 30 % del ingreso del nivel de tensión 4 del OR para ese año el LAC liquidará al OR j, para ese mes, un valor tal que el ACSTR_j,m no supere el 30% del ingreso anual 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.

6.2 Calidad del Servicio en los SDL

La calidad del servicio brindada por un OR será medida en términos de la duración y la frecuencia de las interrupciones del servicio que perciban los usuarios conectados a sus redes. Para el efecto se adoptan indicadores para establecer la calidad promedio del sistema de distribución del OR, así como para establecer la calidad individual que perciba cada uno de sus usuarios.

En función de las mejoras o desmejoras alcanzadas en la calidad promedio del sistema con respecto a una meta establecida regulatoriamente, el OR será objeto de aplicación de un esquema de incentivos el cual, le permitirá aumentar su ingreso, o se lo hará disminuir, durante el año inmediatamente siguiente a la evaluación.

El esquema de incentivos se complementa con un esquema de compensaciones a los usuarios, el cual busca garantizar un nivel mínimo de calidad individual y disminuir la dispersión de la calidad prestada por el OR en torno a la calidad promedio.

En este capítulo se definen todos los conceptos que se requieren para la aplicación del esquema anteriormente descrito.

La aplicación del esquema de incentivos y compensaciones descrito en este numeral no limita los derechos de los usuarios para reclamar ante el OR los perjuicios causados por la discontinuidad del servicio.

En caso de presentarse diferencias en la información utilizada para la aplicación del esquema de incentivos y compensaciones, entre la reportada por los agentes y la 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.

El esquema de incentivos y compensaciones que se define en esta resolución corresponde al nivel mínimo de calidad que deben cumplir las empresas dentro del plan regulatorio de metas para el mejoramiento de la calidad, por lo tanto está sujeto al seguimiento, vigilancia y control de la SSPD, sin perjuicio de las acciones que esa entidad pueda adelantar por considerar que los niveles de calidad reales brindados a los usuarios perjudiquen a estos últimos, con base en las facultades sancionatorias que la misma Ley 142 de 1994 le ha otorgado.

6.2.1 Interrupciones del servicio de energía

Para la clasificación de las interrupciones del servicio de energía y la identificación de las exclusiones que se tendrán en cuenta para la aplicación del esquema de incentivos y compensaciones, se aplica lo siguiente:

6.2.1.1 Clasificación de las interrupciones

Teniendo en cuenta que una interrupción haya sido prevista o no por el OR, las interrupciones del servicio 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, reposiciones, 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. El OR debe de todas formas garantizar el envío automático de un mensaje de texto o de correo electrónico brindando esta información a todos los usuarios de quienes tenga este tipo de contacto. Cuando los eventos programados afecten cargas industriales, el tiempo de notificación no podrá ser inferior a 72 horas y requerirá una comunicación escrita por parte de la empresa.

6.2.1.2 Exclusión de interrupciones

Para el cálculo de los indicadores de calidad promedio y calidad individual no se tendrán en cuenta las siguientes interrupciones:

a) Las menores o iguales a un (1) minuto.

b) Las debidas a racionamiento de emergencia del sistema eléctrico nacional debidas a insuficiencia en la generación nacional o por otros eventos en generación, siempre y cuando así hayan sido definidas por el CND de acuerdo con la regulación de la CREG. El CND mantendrá disponible para los OR la información relacionada con los eventos citados anteriormente, con el fin de que los excluyan del cálculo de los indicadores. Esta información será el soporte para la validación de la exclusión durante el proceso de verificación de la información.

c) Las causadas por eventos de activos pertenecientes al STN y al STR. El CND mantendrá disponible para los OR la información relacionada con los eventos citados anteriormente, con el fin de que los excluyan del cálculo de los indicadores. Esta información será el soporte para la validación de la exclusión durante el proceso de verificación de la información.

d) Las interrupciones por seguridad ciudadana solicitadas por organismos de socorro o autoridades competentes. El OR debe mantener constancia de las solicitudes para la validación de las exclusiones durante el proceso de verificación de la información.

e) Cuando se daña un activo de nivel de tensión 1 de propiedad de un usuario y el usuario informa al OR sobre su decisión de reponerlo, durante el tiempo que transcurra entre el aviso de falla y la reposición.

f) Cuando se daña un activo de nivel de tensión 1 de propiedad de un usuario y el OR lo debe reponer, durante el tiempo que transcurra entre el aviso de falla y la reposición, siempre y cuando no se supere el límite establecido para el OR en numeral 1.1.4.

g) Las debidas a catástrofes naturales, tales como erosión (volcánica, fluvial o glacial), terremotos, maremotos, huracanes, ciclones y/o tornados. El OR debe mantener el soporte dado por la autoridad competente que declaró esta situación para la validación de las exclusiones durante el proceso de verificación de la información. En un término no mayor a 12 horas el OR debe informar al comercializador y éste a su vez al usuario, la causa de la interrupción y la fecha y hora estimada de recuperación del suministro del servicio de energía eléctrica.

h) Las debidas a actos de terrorismo. El OR debe mantener el soporte dado por la autoridad competente que declaró esta situación para la validación de las exclusiones durante el proceso de verificación de la información. En un término no mayor a 12 horas el OR debe informar al comercializador y éste a su vez al usuario, la causa de la interrupción y la fecha y hora estimada de recuperación del suministro del servicio de energía eléctrica.

i) Las debidas a acuerdos de calidad en las zonas especiales. El OR debe mantener constancia de los acuerdos para la validación de las exclusiones durante el proceso de verificación de la información.

j) Para efectos de contabilizar la calidad del servicio al usuario de alumbrado público, las que lo afecten entre las 6 a.m. y las 6 p.m.

k) Las suspensiones o cortes del servicio por incumplimiento del contrato de servicios públicos por parte del usuario.

l) Las suspensiones o cortes del servicio por programas de limitación del suministro al comercializador. El CND mantendrá disponible para los OR la información relacionada con los eventos citados anteriormente, con el fin de que los excluyan del cálculo de los indicadores. Esta información será el soporte para la validación de la exclusión durante el proceso de verificación de la información.

m) Las suspensiones del servicio asociadas a trabajos de modernización en subestaciones que sean parte del plan de inversiones de reposición previamente aprobado por la CREG a efectos de determinar la remuneración del OR, de acuerdo con lo establecido en el capítulo 7, sólo si los cortes programados han sido informados al SUI y a los usuarios afectados.

La programación anual de las interrupciones asociadas a estos trabajos debe ser reportada al inicio de cada año al SUI en los formatos y condiciones que para el efecto establezca la SSPD.

El reporte debe especificar y/o considerar como mínimo lo siguiente:

i) El cronograma previsto

ii) Los circuitos, transformadores y usuarios que se afectarán

iii) Los tiempos previstos de afectación. Las duraciones reales que sobrepasan estos tiempos programados no serán excluidas.

iv) Reportar las fechas inicial y final estimadas de afectación de la subestación. El tiempo total entre estas fechas será un tiempo máximo de referencia.

v) Mínimo ocho días antes de iniciar los trabajos, el OR debe informar la fecha real de inicio, mediante comunicación escrita dirigida a la SSPD.

vi) Máximo tres días después de finalizar los trabajos, el OR debe informar la fecha real de finalización, mediante comunicación escrita dirigida a la SSPD.

vii) El tiempo real total no podrá exceder el tiempo máximo de referencia.

viii) Las interrupciones que durante el tiempo real de la reposición de la subestación afecten los usuarios, transformadores y/o circuitos previamente reportados se excluirán para efectos de calcular todos los indicadores establecidos en esta resolución. La exclusión de estas interrupciones para el cálculo de incentivos y compensaciones requiere además que el inicio y finalización de su ejecución hayan sido informados en el aplicativo del SUI anteriormente mencionado.

ix) En caso de que un OR no reporte a la SSPD las fechas reales de inicio y finalización de los trabajos previamente registrados, en los plazos establecidos anteriormente, se entiende que no realizó los trabajos y por lo tanto no podrá excluir interrupciones por este concepto.

n) Interrupciones originadas en exigencias de traslados y adecuaciones de la infraestructura eléctrica por parte de entidades distritales, municipales, departamentales, organismos estatales competentes en temas de infraestructura y medio ambiente, o demás autoridades, o por proyectos de desarrollo en concordancia con planes de ordenamiento territorial.

Para validar la exclusión de los eventos programados que se incluyen en este numeral, el OR debe haberle informado 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. El OR debe de todas formas garantizar el envío automático de un mensaje de texto o de correo electrónico brindando esta información a todos los usuarios de quienes tenga este tipo de contacto. Cuando los eventos programados afecten cargas industriales, el tiempo de notificación no podrá ser inferior a 72 horas y requerirá una comunicación escrita por parte de la empresa.

Los soportes de las interrupciones excluidas y los anuncios correspondientes a interrupciones programadas deberán mantenerse disponibles por un término mínimo de dos (2) años para consulta de la CREG, de la SSPD para efectos de seguimiento, control y vigilancia, o para el proceso de verificación de la información.

6.2.2 Grupos de calidad para la medición

Los grupos de calidad identifican zonas geográficas cuya unidad mínima es el área urbana o rural de un municipio; estas zonas comparten características similares en términos del nivel de ruralidad y del riesgo de falla que podrían tener los circuitos eléctricos allí ubicados debido a la presencia de factores físicos externos.

El nivel de ruralidad se define clasificando los municipios en función del número total de sus habitantes según lo establezca el último censo oficial del DANE. Para este efecto se adoptan tres niveles de ruralidad: zona urbana de los municipios con una población total igual o superior a 100.000 habitantes, zona urbana de los municipios con una población total menor a 100.000 habitantes y zona rural de todos los municipios. La zona rural corresponderá estrictamente con las zonas que en cumplimiento del artículo 30 de la Ley 388 de 1997 hayan sido clasificadas como zonas rurales en el plan de ordenamiento territorial (POT) vigente de cada municipio.

El índice de riesgo de falla, IRF, define el riesgo asociado a la posible ocurrencia, severidad y afectación de factores climáticos, atmosféricos, topográficos y fisiográficos, como son el nivel ceráunico, la precipitación, la elevación sobre el nivel el mar, la densidad de descargas a tierra, los días con lluvia y la salinidad. Se adoptan tres niveles de riesgo: bajo, medio y alto, según sea el valor del IRF.

Cada grupo de calidad es identificado mediante el nombre grupo xy, en donde la variable x representa el nivel de ruralidad IR y la variable y representa el nivel de riesgo IRF, según se indica a continuación:

Tabla 9 Grupos de calidad

Cada municipio del SIN se clasifica dentro de un grupo de calidad, de acuerdo con el IRF que le corresponda según se establece en el capítulo 18 y el IR correspondiente al número de habitantes.

Los transformadores pertenecerán al grupo de calidad al cual pertenece el municipio, o la zona del municipio, en el cual se encuentren ubicados y los usuarios al grupo de calidad del transformador al que se encuentren conectados, independientemente de si el transformador es un activo de uso o un activo de conexión. El alumbrado público se considerará un usuario único que se encuentra ubicado en el municipio en que se presta el servicio y para el cual el sitio de entrega de la energía especificado en el contrato de suministro determina el grupo de calidad al cual pertenece el usuario alumbrado público. Cada sitio de entrega pactado en el contrato de suministro tendrá su propio grupo de calidad.

6.2.3 Calidad promedio del sistema

La calidad promedio del sistema se refiere a la cantidad y duración de interrupciones del servicio que en promedio reciben todos los usuarios conectados a las redes de un OR.

A continuación se establece un esquema de incentivos para los OR a partir de la calidad promedio que entregan a sus usuarios, medida a través de los indicadores y metas anuales que se estiman con base en las disposiciones que se presentan en los siguientes numerales.

6.2.3.1 Indicadores de calidad promedio

Para identificar la calidad promedio del sistema se utiliza un indicador que mide la duración de las interrupciones y otro que mide la frecuencia. Mediante estos indicadores se determina el desempeño logrado anualmente por cada OR.

Los indicadores de calidad promedio se establecen como se describe a continuación.

El indicador SAIDI representa la duración total en horas de las interrupciones que en promedio perciben todos los usuarios del SDL de un OR, hayan sido o no afectados por una interrupción, en un período anual. Se establece mediante la siguiente expresión:

Dónde:

SAIDIj,t:	Indicador de duración promedio de las interrupciones del servicio del OR j, durante el año t.
Di,u,t:	Duración en minutos de la interrupción i, sucedida durante el año t, que afectó al activo u perteneciente al SDL del OR j.
NUi,u,t:	Número de usuarios que fueron afectados por la interrupción i sucedida durante el año t, por encontrarse conectados al activo u.
UTt:	Número total de usuarios conectados al SDL del OR j en el año t.

La información de interrupciones y de número de usuarios debe corresponder con la reportada en los formatos de información de calidad y de vínculo usuario – red, definidos en el SUI.

El indicador SAIFI representa la cantidad total de las interrupciones que en promedio perciben todos los usuarios del SDL de un OR, hayan sido o no afectados, en un período anual. Se establece mediante la siguiente expresión:

Donde:

SAIFIj,t:	Indicador de frecuencia promedio de las interrupciones del servicio del OR j, durante el año t.
NUi,u,t:	Número de usuarios que fueron afectados por la interrupción i sucedida durante el año t, por encontrarse conectados al activo u.
UTt:	Número total de usuarios conectados al SDL del OR j en el año t.

La información de interrupciones y de número de usuarios debe corresponder con la reportada en los formatos de información de calidad y de vínculo usuario – red, definidos en el SUI.

6.2.3.2 Metas de calidad promedio

La meta anual con respecto a la calidad promedio del sistema de cada OR será calculada por la CREG como resultado de aplicar una reducción del 8% anual con respecto al promedio de los valores de SAIDI y SAIFI de cada OR calculados a partir de la información de duración y frecuencia de las interrupciones del servicio sucedidas durante los años 2011 a 2015, reportada por el OR al SUI.

La meta para el indicador SAIDI de cada OR se obtiene con base en las siguientes expresiones:

Donde:

SAIDI_Mj,t:	Meta del indicador SAIDI, en horas al año, a ser alcanzada por el OR j al finalizar el año t.
t:	Año 1, 2, …, n de aplicación del esquema de incentivos de calidad promedio definido en esta resolución.
SAIDIrefr:	SAIDI, en horas al año, calculado a partir de la información de calidad reportada por el OR sobre el año r.
r:	Año que va desde el 2011 hasta el 2015.
Df,j,m,r:	Duración de las interrupciones para el transformador f, del operador de red j, sucedida en el mes m del año r, reportada en los formatos de calidad del SUI.
Uf,j,m,r:	Número de usuarios conectados al transformador f, del operador de red j, en el mes m del año r, reportado en los formatos de calidad del SUI.
UTj,r:	Promedio mensual de usuarios conectados a la red del OR j durante el año r. según la información reportada en los formatos de calidad del SUI.

La meta para el indicador SAIFI de cada OR se obtiene con base en las siguientes expresiones:

Donde:

SAIFI_Mj,t:	Meta del indicador SAIFI, en cantidad de interrupciones al año, a ser alcanzada por el OR j al finalizar el año t.
t:	Año 1, 2, …, n de aplicación del esquema de incentivos de calidad promedio definido en esta resolución.
SAIFIrefr:	SAIFI, en cantidad de interrupciones al año, calculado a partir de la información de calidad reportada por el OR sobre el año r.
r:	Año que va desde el 2011 hasta el 2015.
Ff,j,m, r:	Cantidad de interrupciones sucedidas en el transformador f, del operador de red j, durante en el mes m del año r, reportada en los formatos de calidad del SUI.
Uf,j,m,r:	Número de usuarios conectados al transformador f, del operador de red j, en el mes m del año r, reportado en los formatos de calidad del SUI.
UTj,r:	Promedio mensual de usuarios conectados a la red del OR j durante el año r. según la información reportada en los formatos de calidad del SUI.

Las metas de calidad promedio anual serán definidas en la resolución de aprobación de ingresos de cada OR.

6.2.3.3 Calidad promedio anual

La calidad promedio alcanzada por cada OR en un determinado año, se estimará a partir de la aplicación de los indicadores SAIDI_j,t y SAIFI_j,t de que trata el numeral 6.2.3.1.

Estos indicadores serán calculados por el OR a partir de los registros de las interrupciones sucedidas en las redes de los niveles de tensión 1, 2 y 3 de su sistema, durante el respectivo año de evaluación, que estén consignadas en la base de datos de calidad del SUI.

Los indicadores SAIDI_j,t y SAIFI_j,t calculados deberán ser reportados anualmente al SUI, en los formatos y dentro de los plazos que se determinen para tal fin. Adicionalmente, el OR deberá elaborar y mantener un documento que soporte los cálculos correspondientes, que también podrá ser revisado durante la realización de las verificaciones de información.

6.2.3.4 Esquema de incentivos a la calidad promedio

El desempeño de cada OR en términos de la calidad promedio brindada a sus usuarios causará la aplicación de un incentivo expresado como un valor que se adiciona o se resta del ingreso anual a reconocerle. El OR tendrá incentivo tanto por el desempeño alcanzado en términos de duraciones, medido con el indicador SAIDI_j,t, como en términos de frecuencia, medido por el indicador SAIFI_j,t, ambos indicadores descritos en el numeral 6.2.3.1.

Para establecer el desempeño en la calidad promedio brindada por un OR durante un año determinado se comparará el resultado de cada uno de los indicadores SAIDI_j,t y SAIFI_j,t, de ese año con respecto a la meta de calidad promedio fijada para el mismo año.

Los incentivos debidos al desempeño del OR medidos con el indicador de duración, SAIDI, o con el indicador de frecuencia, SAIFI, se calculan con base en las siguientes expresiones:

6.2.3.4.1 Incentivo por indicador de duración

Donde:

IC_SAIDIj,t:	Incentivo de calidad aplicable al OR j durante el año t del periodo tarifario por el indicador SAIDI alcanzado en el año t-1.
If_SAIDIj,t:	Incentivo fijo que obtiene el OR j durante el año t del periodo tarifario, con base en la calidad promedio alcanzada en el año t-1.
Iv_SAIDIj,t:	Incentivo variable que obtiene el OR j durante el año t del periodo tarifario, con base en la calidad promedio alcanzada en el año t-1.

Para determinar el valor del incentivo fijo por el indicador SAIDI alcanzado, If_SAIDI_j,t, se debe tener en cuenta lo siguiente:

a) Si el SAIDI alcanzado en el año t-1 se encuentra dentro de los límites de la banda de indiferencia de su meta para ese año, el incentivo fijo será igual a cero.

b) Si el SAIDI alcanzado en el año t-1 es menor que el límite inferior de la banda de indiferencia de su meta para ese año, el incentivo fijo se obtiene utilizando la siguiente expresión:

Donde:

BRAEN_j,n,t: Base regulatoria de activos eléctricos nuevos del OR j en el nivel de tensión n para el año t., calculada de acuerdo con lo previsto en el numeral 3.1.1.2

c) Si el SAIDI alcanzado en el año t-1 es mayor que el límite superior de la banda de indiferencia de su meta para ese año, el incentivo fijo se obtiene utilizando la siguiente expresión:

Para determinar el valor del incentivo variable, Iv_SAIDI_j,t, se debe tener en cuenta lo siguiente:

e) Si el SAIDI alcanzado en el año t-1 se encuentra dentro de los límites de la banda de indiferencia de su meta para ese año, el incentivo variable será igual a cero.

f) Si el SAIDI alcanzado en el año t-1 se encuentra por debajo de los límites de la banda de indiferencia de su meta para ese año, el incentivo variable se obtiene utilizando la siguiente expresión:

Donde:

SAIDIref:	SAIDI calculado como se establece en el numeral 6.2.3.2.
SAIDIj,t-1:	Indicador de duración de las interrupciones alcanzado por el OR j en el año t-1.
Iv_SAIDI maxj,t-1:	Valor máximo que puede tomar el incentivo variable con respecto al indicador SAIDI, estimado con base en el plan de inversiones aprobado al OR j para el año t-1.
SAIDI_LP:	Meta de largo plazo para el indicador SAIDI, fijada en 2 horas/año.

g) Si el SAIDI alcanzado en el año t-1 se encuentra por encima de los límites de la banda de indiferencia de su meta para ese año, el incentivo variable se obtiene utilizando la siguiente expresión:

Donde:

SAIDI_Mj,t-1:	Meta de duración de las interrupciones para el OR j, para el año t-1.
SAIDIj,t-1:	Indicador de duración de las interrupciones alcanzado por el OR j en el año t-1.
Iv_SAIDI maxj,t-1:	Valor máximo que puede tomar el incentivo variable con respecto al indicador SAIDI, estimado con base en el plan de inversiones aprobado al OR j para el año t-1.

Para determinar el valor máximo que puede tomar el incentivo variable, Iv_SAIDI max_j,t-1, debe tenerse en cuenta lo siguiente:

h) Si el SAIDI alcanzado en el año t-1 se encuentra por debajo del límite inferior de la banda de indiferencia de su meta para ese año, el valor máximo del incentivo variable se obtiene utilizando la siguiente expresión expresión:

Donde:

BRAENj,n,t:

Base regulatoria de activos eléctricos nuevos del OR j en el nivel de tensión n para el año t., calculada de acuerdo con lo previsto en el numeral 3.1.1.2

i) Si el SAIDI alcanzado en el año t-1 se encuentra por encima del límite superior de la banda de indiferencia de su meta para ese año, el valor máximo del incentivo variable se obtiene utilizando la siguiente expresión:

6.2.3.4.2 Incentivo por indicador de frecuencia

Donde:

IC_SAIFIj,t:	Incentivo de calidad aplicable al OR j durante el año t del periodo tarifario por el indicador SAIFI alcanzado en el año t-1.
If_SAIFIj,t:	Incentivo fijo que obtiene el OR j durante el año t del periodo tarifario, con base en la calidad promedio alcanzada en el año t-1.
Iv_SAIFIj,t:	Incentivo variable que obtiene el OR j durante el año t del periodo tarifario, con base en la calidad promedio alcanzada en el año t-1.

Para determinar el valor del incentivo fijo por el indicador SAIFI alcanzado, If_SAIFI_j,t, se debe tener en cuenta lo siguiente:

a) Si el SAIFI alcanzado en el año t-1 se encuentra dentro de los límites de la banda de indiferencia de su meta para ese año, el incentivo fijo será igual a cero.

b) Si el SAIFI alcanzado en el año t-1 es menor que el límite inferior de la banda de indiferencia de su meta para ese año, el incentivo fijo se obtiene utilizando la siguiente expresión:

c) Si el SAIFI alcanzado en el año t-1 es mayor que el límite superior de la banda de indiferencia de su meta para ese año, el incentivo fijo se obtiene utilizando la siguiente expresión:

Para determinar el valor del incentivo variable, Iv_SAIFI_j,t, se debe tener en cuenta lo siguiente:

e) Si el SAIFI alcanzado en el año t-1 se encuentra dentro de los límites de la banda de indiferencia de su meta para ese año, el incentivo variable será igual a cero.

f) Si el SAIFI alcanzado en el año t-1 se encuentra por debajo de los límites de la banda de indiferencia de su meta para ese año, el incentivo variable se obtiene utilizando la siguiente expresión:

Donde:

SAIDIref:	SAIDI calculado como se establece en el numeral 6.2.3.2.
SAIFIj,t-1:	Indicador de frecuencia de las interrupciones alcanzado por el OR j en el año t-1.
Iv_SAIFI maxj,t-1:	Valor máximo que puede tomar el incentivo variable con respecto al indicador SAIFI, estimado con base en el plan de inversiones aprobado al OR j para el año t-1.
SAIFI_LP:	Meta de largo plazo para el indicador SAIFI, fijada en 9 veces/año.

g) Si el SAIFI alcanzado en el año t-1 se encuentra por encima de los límites de la banda de indiferencia de su meta para ese año, el incentivo variable se obtiene utilizando la siguiente expresión:

Donde:

SAIFI_Mj,t-1:	Meta de frecuencia de las interrupciones para el OR j, para el año t-1.
SAIFIj,t-1:	Indicador de frecuencia de las interrupciones alcanzado por el OR j en el año t-1.
Iv_SAIFI maxj,t-1:	Valor máximo que puede tomar el incentivo variable con respecto al indicador SAIFI, estimado con base en el plan de inversiones aprobado al OR j para el año t-1.

Para determinar el valor máximo que puede tomar el incentivo variable, Iv_SAIFI max_j,t-1, debe tenerse en cuenta lo siguiente:

h) Si el SAIFI alcanzado en el año t-1 se encuentra por debajo del límite inferior de la banda de indiferencia de su meta para ese año, el valor máximo del incentivo variable se obtiene utilizando la siguiente expresión:

i) Si el SAIFI alcanzado en el año t-1 se encuentra por encima del límite superior de la banda de indiferencia de su meta para ese año, el valor máximo del incentivo variable se obtiene utilizando la siguiente expresión:

6.2.3.4.3 Banda de indiferencia

Los incentivos serán iguales a cero cuando los indicadores anuales de calidad promedio del sistema se encuentren dentro de la banda de indiferencia definida para cada indicador como se muestra a continuación:

Para el indicador SAIDI:

Región cuyo límite superior es igual a 1.005 * SAIDI_M_j,t y límite inferior es igual a 0.995 * SAIDI_M_j,t.

Para el indicador SAIFI:

Región cuyo límite superior es igual a 1.005 * SAIFI_M_j,t y límite inferior es igual a 0.995 * SAIFI_M_j,t.

6.2.4 Niveles de calidad individual

Los niveles de calidad individual del servicio en los SDL se identificarán a través de los indicadores DIU y FIU que se describen más adelante. Estos indicadores se utilizarán para identificar los niveles mínimos de calidad que deben garantizar los OR, así como los niveles individuales de calidad brindada mensualmente por los OR. La comparación entre los mínimos garantizados y la calidad individual brindada dará lugar a la aplicación del esquema de compensaciones descrito en el numeral 6.2.4.3.

6.2.4.1 Indicadores de calidad individual

Los indicadores de calidad individual se establecerán a nivel de usuario.

El indicador DIU representa la duración total de las interrupciones que percibe cada usuario del SDL de un OR en un período mensual. Se establece mediante la siguiente expresión:

Donde:

DIUu,m:	Duración total en horas de las interrupciones percibidas por el usuario u durante el mes m
Di,u,q,m:	Duración en horas de la interrupción i que afectó al usuario u que pertenece al grupo de calidad q durante el mes m

El indicador FIU representa la cantidad total de interrupciones que percibe cada usuario del SDL de un OR en un período mensual. Se establece mediante la siguiente expresión:

Donde:

FIUu,m:	Número total de interrupciones percibidas por el usuario u durante el mes m
Fi,u,q,,m:	Interrupción i que afectó al usuario u que pertenece al grupo de calidad q, durante el mes m

Para la aplicación del esquema de compensaciones descrito en el numeral 6.2.4.3, se establecen, por grupo de calidad, indicadores de calidad mínima garantizada que representan una cantidad máxima anual de horas interrumpidas, DIUG, y de veces de interrupción, FIUG, que les corresponde a los OR garantizar a los usuarios de las redes del SDL. Estos indicadores se establecen por OR y se mantienen fijos para todo el período tarifario.

Al inicio de cada año del período tarifario, cada OR debe informar a la CREG la forma en que distribuirá el DIUG y el FIUG anual en los diferentes meses del año. Todos los usuarios que mensualmente experimenten interrupciones iguales o mayores a estos valores establecidos por el OR para su grupo de calidad, serán objeto de una compensación económica en los términos establecidos en el numeral 6.2.4.3. En el caso en que el OR no informe esta distribución mensual se establecerán indicadores de calidad mínima mensual por defecto como la doceava parte del indicador de calidad mínima garantizada. Los indicadores de calidad mínima mensual se expresarán así:

DIUGm,j,q:	Duración máxima de interrupciones garantizada en el mes m a los usuarios del OR j del grupo de calidad q.
FIUGm,j,q:	Número máximo de interrupciones garantizado en el mes m a los usuarios del OR j del grupo de calidad q.

Los indicadores DIUG y FIUG anual para cada OR y para cada grupo de calidad corresponderán al percentil 85, es decir al menor nivel de interrupciones experimentado por el 15% de los usuarios peor servidos de cada OR en cada grupo de calidad durante el año 2014. La CREG definirá mediante resolución particular el valor de estos indicadores para cada OR con base en la información reportada al SUI correspondiente al año 2014.

Los indicadores de calidad mínima mensual, DIUG_m,j,q y FIUG_m,j,q establecidos por el OR e informados a la CREG o establecidas por defecto, serán publicados mediante circular de la Dirección Ejecutiva al inicio de cada año del período tarifario.

6.2.4.2 Calidad individual alcanzada

Para la aplicación del esquema de compensaciones descrito en el numeral 6.2.4.3 los indicadores de calidad mínima mensual, DIUG_m,j,q y FIUG_m,j,q establecidos por cada OR, serán comparados contra los indicadores de calidad individual alcanzada por el OR para cada uno de sus usuarios en el correspondiente mes y en el correspondiente grupo de calidad. La calidad individual alcanzada se medirá para cada usuario con los indicadores DIU_u,m y FIU_u,m establecidos en el numeral 6.2.4.1.

Estos indicadores serán calculados por cada OR a partir de los registros de las interrupciones consignadas en la base de datos de calidad del SUI ocurridas en su SDL durante el mes de evaluación. El OR deberá elaborar y mantener un documento que soporte los cálculos correspondientes.

En cada factura de los usuarios se debe indicar el nivel de calidad mínimo garantizado al cual tiene derecho el usuario en cada uno de los meses facturados y la calidad individual alcanzada por el OR en los mismos meses.

6.2.4.3 Esquema de compensaciones

El OR deberá informar a la SSPD y a CREG, a más tardar el 15 de diciembre de cada año, los estándares mínimos de calidad que aplicará a sus usuarios durante cada uno de los meses del siguiente año.

El informe deberá contener la repartición de las horas y el número máximo de interrupciones anuales por grupo de calidad, con base en los mínimos garantizados establecidos en el numeral 6.2.4.1. Si el OR no cumple esta disposición dentro del plazo establecido, las horas y el número de interrupciones del año se repartirán en partes iguales.

Cuando un usuario reciba un número de horas o un número de interrupciones superior al máximo establecido para un determinado mes, el OR deberá compensarlo en la factura en el que se incluya ese mes utilizando la siguiente expresión:

Donde:

VCf:	Valor total a compensar al usuario en la factura f.
VCDf:	Valor a compensar al usuario en la factura f por incumplimiento de la duración máxima de interrupciones.
VCFf:	Valor a compensar al usuario en la factura f por incumplimiento del número máximo de interrupciones garantizado.
%t:	Porcentaje de descuento del cargo de distribución por compensación aplicable al año t, el cual se aplicará así: Para t=1, 15%; t=2, 20%; t=3, 25%; t=4, 30% y t=5, 35%.
Dtn,j,m,t:	Cargo de distribución del nivel de tensión n del OR j para el mes m del año t.
CPM:	Consumo promedio mensual en kWh facturado al usuario en la factura f.
MI:	Número de meses de los que se están facturando en los que se incumplió el estándar.

El consumo promedio mensual del usuario, CMP, se calcula utilizando la siguiente expresión:

Donde:

CFf:	Consumo facturado al usuario en la factura f en kWh.
df:	Número de días facturados al usuario en la factura f.

El comercializador será el responsable de calcular y aplicar las compensaciones correspondientes a cada usuario y en cada factura, con base en la información de eventos reportada por el OR al SUI

Si un usuario sujeto de compensación se encuentra en mora en el mes de aplicación de la compensación, ésta no le será pagada. El comercializador debe reportar de manera independiente las compensaciones efectivamente pagadas y las no pagadas en los formatos que establezca para el efecto el SUI. La suma total de las compensaciones no pagadas a los usuarios por encontrarse en mora deberá ser reportada por el OR al LAC al final de cada año, con el objeto de que este último lo descuente del cargo de distribución por calidad correspondiente al siguiente año.

Donde:

CONPj,t:	Valor total compensaciones no pagadas por el OR j durante el año t
VCf,um:	Valor a compensar en la factura f del usuario en mora um del OR j.

6.2.5 Usuarios que inyectan energía a la red

En los contratos de conexión de generación, sin excepción, debe incluirse una cláusula explicita en la cual se establezca la compensación monetaria que el OR deberá pagar a este usuario cuando la red no esté disponible para inyectar energía generada por la planta si ésta ha sido declarada disponible al CND. Tanto los contratos nuevos, como los contratos vigentes a la entrada en vigencia de esta Resolución, deben ajustarse a lo dispuesto en este artículo. En los reportes de eventos tanto al LAC como al SUI, los OR tienen la obligación de indicar cuando un evento afectó la conexión de generación.

6.2.6 Contratos de calidad extra

El usuario que lo requiera podrá solicitar al OR la realización de un contrato de calidad extra, mediante el cual las partes acordarán los valores máximos de duración y frecuencia de las interrupciones que el OR se comprometerá a brindarle en forma adicional a los mínimos garantizados establecidos por la regulación, la forma en que el usuario pagará por esta calidad adicional y las compensaciones que se generarán por el incumplimiento.

La negociación de estos contratos considerará la posibilidad de realizar un acuerdo de mayor pago por el servicio de distribución a cambio de garantizar las mejores condiciones de continuidad acordadas.

Los acuerdos objeto de estos contratos deben tener en cuenta que en todo caso el OR deberá cumplirle al usuario los estándares mínimos garantizados de que trata el numeral 6.2.4.1 y las compensaciones que de estos se derivan, por lo que el acuerdo que se haga en el contrato de calidad extra será por la diferencia entre los niveles mínimos garantizados y los nuevos valores que se acuerden entre el OR y el usuario.

Para el efecto, dentro un término máximo de seis meses, contados a partir de la entrada en vigencia de esta resolución, cada OR deberá adoptar un procedimiento para la solicitud y acuerdo final de este tipo de contratos, el cual deberá ser informado a cada uno de los clientes y publicados en su página de internet en forma visible y de fácil acceso para todos los usuarios. Máximo 15 días calendario después de realizada una solicitud por parte de un usuario, el OR deberá enviar copia de la misma a la CREG y a la SSPD. El resultado final de las negociaciones debe ser también enviado a la CREG y a la SSPD.

6.2.7 Requisitos del esquema de incentivos y compensaciones

Los OR tienen la obligación de cumplir en forma permanente los requisitos que se indican a continuación:

a) Vinculación de usuarios a transformadores y circuitos. El OR deberá contar con un procedimiento que garantice la actualización permanente de la información de georreferenciación de la red y de la vinculación de usuarios a los circuitos y transformadores, que haga parte de su certificación de gestión de la calidad.

b) Certificación del Sistema de medición y procedimientos de registro y reporte del OR, en el que se incluyen como mínimo las condiciones establecidas en esta resolución.

c) Sistema de gestión de la distribución, DMS.

d) Telemedición y control automático en elementos de corte y maniobra instalados en la cabecera de circuito.

e) Telemedición en elementos de corte y maniobra instalados en dos puntos de cada circuito en forma adicional al indicado en el literal d anterior, como se indica en el numeral 6.2.8.1. Como mínimo uno de estos equipos debe contar con control automático. Este requisito se entenderá cumplido cuando la cantidad de circuitos con el equipo mencionado sea mayor o igual al 90% del número total de circuitos de los niveles de tensión 2 y 3 del SDL del respectivo OR. Los OR tendrán un plazo máximo de un año para el cumplimiento de este requisito, contado a partir de la entrada en vigencia de esta resolución.

El OR deberá garantizar que en todo momento los requisitos d y e se mantengan operativos por lo menos en el 90% de los circuitos.

La verificación de estos requisitos deberá ser contratada por el OR y realizada por firmas seleccionadas del listado definido por el CNO en cumplimiento de lo establecido en la Resolución CREG 025 de 2013 o la que la modifique o sustituya. Como resultado de esta verificación el OR deberá enviar dentro de los plazos previstos en esa resolución, copia a la CREG y a la SSPD del informe de la firma seleccionada en el que se certifique, en forma clara y sin ambigüedades, el cumplimiento de los mencionados requisitos.

6.2.7.1 Condiciones para el cumplimiento de requisitos

El cumplimiento de los anteriores requisitos estará sujeto a las siguientes condiciones de verificación y de aplicación del esquema de incentivos, sin perjuicio de las acciones que adelante la SSPD para los OR que han incumplido la aplicación del esquema de calidad establecido en la Resolución CREG 097 de 2008.

a) Los OR que a la fecha de aprobación de su ingreso no estén aplicando el esquema de calidad establecido en la Resolución CREG 097 de 2008, tendrán la obligación de realizar durante el primer año del periodo tarifario las inversiones necesarias para dar cumplimiento a los requisitos c, d y e del numeral 6.2.7. Sin perjuicio de lo anterior, desde el primer mes del primer año del periodo tarifario el OR estará sujeto a la aplicación del esquema de compensaciones descrito en el numeral 6.2.4.3 y, a partir del primer mes del segundo año, y durante todo ese año, se le aplicará un incentivo negativo máximo que se calculará de acuerdo con lo que se establece en el numeral 6.2.3.4 siempre y cuando no haya cumplido los requisitos c, d y e.

Para estos OR, la aplicación por primera vez de la medición, registro y reporte del esquema de incentivos descrito en el numeral 6.2.3.4 se dará a partir del primer mes del segundo año del periodo tarifario, por lo tanto el certificado de cumplimiento de los requisitos a, b, c, d y e del numeral 6.2.7 deberá entregarse a la CREG quince (15) días antes del inicio del primer mes de ese año. A partir del primer mes del tercer año recibirá el incentivo calculado del acuerdo con lo que se establece en el numeral 6.2.3.4.

b) Los OR que a la fecha de aprobación de su ingreso no estén aplicando el esquema de calidad establecido en la Resolución CREG 097 de 2008, pero que hayan realizado las inversiones entre la fecha de corte utilizada para el cálculo de sus ingresos y la fecha de aprobación mencionada, podrán incluir para su remuneración durante el primer año del periodo tarifario los activos requeridos para cumplir los requisitos c y d del numeral 6.2.7. Sin embargo, estos OR tendrán la obligación de realizar durante este mismo año del periodo tarifario las inversiones necesarias para dar cumplimiento al requisito e del mismo numeral.

Para estos OR, la aplicación del esquema de incentivos descrito en el numeral 6.2.3.4 se dará a partir del primer mes del primer año del periodo tarifario, siempre y cuando el certificado de cumplimiento de los requisitos a, b, c, y d del numeral 6.2.7 sea entregado a la CREG quince (15) días antes del inicio del primer mes de ese año. En caso contrario, le aplicarán las condiciones establecidas en el numeral a anterior.

Sin perjuicio de esta disposición, el OR estará sujeto a la aplicación del esquema de compensaciones, descrito en el numeral 6.2.4.3, desde el primer mes del primer año del periodo tarifario.

c) Los OR que a la fecha de aprobación de su ingreso estén aplicando el esquema de calidad establecido en la Resolución CREG 097 de 2008, tendrán la obligación de realizar durante el primer año del periodo tarifario las inversiones necesarias para dar cumplimiento al requisito e del numeral 6.2.7. Para estos OR, la aplicación del esquema de incentivos descrito en el numeral 6.2.3.4 y el esquema de compensaciones descrito en el numeral 6.2.4.3 se dará a partir del primer mes del primer año del periodo tarifario.

d) En cualquiera de los anteriores casos, los OR que al inicio del segundo año del periodo tarifario no tengan certificado el cumplimiento de todos los requisitos indicados en el numeral 6.2.7, serán objeto de un incentivo mensual equivalente al máximo incentivo negativo del que trata el numeral 6.2.3.4, considerando un valor total del plan de inversión del OR igual al máximo establecido en el numeral 7.4. Este incentivo negativo se mantendrá cada mes hasta tanto el OR certifique el cumplimiento de todos los requisitos mencionados en este numeral.

6.2.7.2 Remuneración de inversiones para cumplimiento de requisitos

La remuneración de las inversiones necesarias para cumplir los requisitos c, d y e del numeral 6.2.7 se entenderá incluida: i) en los planes de inversión que para el primer año presente el OR según lo establecido en el literal a del numeral 7.2 o, ii) en caso de que el OR escoja la opción de presentar su plan de inversiones a partir del segundo año, el mínimo reconocimiento de inversiones que le aplicará la CREG para ese primer año. Lo anterior, siempre y cuando los activos necesarios no se encuentren dentro del inventario de activos utilizado para la definición de la base regulatoria de activos del OR al inicio del periodo tarifario, según numeral 3.1.1.1

6.2.8 Información básica para la aplicación del esquema de incentivos

La información básica para la aplicación del esquema de incentivos y la estimación de los indicadores, incentivos y compensaciones debe ser medida, registrada y reportada de acuerdo con lo que se establece en este numeral.

6.2.8.1 Medición de las interrupciones

Los OR deberán disponer de dos equipos de corte y maniobra en las redes de los niveles de tensión 2 y 3, que puedan ser medidos y controlados de manera remota. El primero de los equipos mencionados deberá estar instalado en la cabecera de cada circuito mientras que el segundo deberá instalarse en el punto del circuito que el OR determine, dentro de los plazos que para tal fin se definen en el numeral 6.2.7.1.

Adicional a los dos equipos de corte y maniobra mencionados, los OR deberán tener instalado en cada circuito de su sistema otro elemento telemedido de detección de ausencia/presencia de tensión, que debe estar ubicado con base en los criterios de carga o longitud que el OR determine.

Para los equipos instalados en la cabecera de los circuitos se deberá capturar y registrar tanto las medidas de corriente y tensión como los eventos de aperturas o cierres durante su operación con la respectiva estampa de tiempo en una resolución de un (1) milisegundo. En el caso de los equipos de corte instalados en puntos diferentes a la cabecera de los circuitos se deberá capturar y registrar solo los eventos de aperturas o cierres durante su operación con la respectiva estampa de tiempo en una resolución de un (1) milisegundo.

El OR debe garantizar que los equipos se mantengan funcionado el 90% del tiempo y que las estampas de tiempo de los eventos estén sincronizadas con la hora oficial colombiana, a través de los protocolos utilizados para su supervisión.

6.2.8.2 Registro de la información de las interrupciones

El sistema de gestión de la distribución, DMS, deberá contar con la capacidad de registro de las interrupciones del servicio sucedidas en las redes del OR; las cuales deberán estar almacenadas en una sola base de datos, de tal forma que puedan ser utilizadas para los procesos de consulta y reporte. El DMS deberá estar compuesto por un sistema SCADA, un sistema de información histórica, HIS; un sistema de información geográfico, GIS; un sistema de gestión de interrupciones del servicio, OMS; un sistema de información de usuarios, CIS; un sistema de información de cuadrillas, CMS y un servicio de reporte de interrupciones vía telefónica, IVR. Todos estos sistemas deben contar con una plataforma integrada de operación con interfaces que les permitan comunicarse entre ellos.

La información de interrupciones debe ser registrada en el OMS con base en la información capturada a través de los equipos de corte y maniobra mencionados en el numeral 6.2.7. La información de interrupciones en circuitos o tramos de circuitos que no sea capturada través de estos equipos y la información de interrupciones en transformadores y redes de nivel de tensión 1 deberá ser registrada en el OMS con base en los reportes de interrupciones hechos por los usuarios a través de la interfaz con el IVR y por la cuadrillas a través del CMS.

A efectos de garantizar la confiabilidad de la medición y de la información resultante, el OR deberá obtener y/o mantener vigente una certificación de gestión de calidad de su proceso de distribución.

El registro de las interrupciones 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, transformador y red de nivel de tensión 1 y que para ello se haya utilizado la información capturada por los elementos que miden las interrupciones, tales como equipos de corte y maniobra y los reportes hechos por los usuarios y las cuadrillas de mantenimiento.

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 se considerará un incumplimiento en la prestación continua del servicio en el SDL.

Toda la información registrada en el HIS de cada OR deberá mantenerse salvaguardada y estar disponible en línea para consulta por un término mínimo de dos (2) años para efectos de vigilancia, control y regulación, o hasta que dicha información haya sido revisada como parte de las verificaciones de que trata el numeral 6.2.9. Posteriormente a este período, la información deberá ser almacenada en un sistema de archivamiento externo de largo plazo.

La información a registrar para cada interrupción del servicio será la siguiente:

a) código de evento,

b) estampa de tiempo en una resolución de un (1) milisegundo del evento,

c) código de circuitos de niveles de tensión 2 y 3, tramos de circuito y transformadores y/o red de nivel de tensión 1 afectados,

d) código NIU de los usuarios afectados,

e) causa de la interrupción de acuerdo con la Tabla 10.

f) clasificación de la interrupción de acuerdo con lo establecido en el numeral 6.2.1.1,

g) carga total interrumpida o energía no suministrada en kWh por cada evento, y,

h) de existir, cantidad de energía declarada como disponible que no puedo ser entregada e identificación del generador afectado.

Tabla 10 Listado de causas de interrupción del servicio

6.2.8.3 Reporte de la información de las interrupciones al LAC

Con el fin de salvaguardar la información original de las interrupciones del servicio, los OR deberán realizar reportes al LAC con base en lo que se establece a continuación.

6.2.8.3.1 Procedimiento de reporte al LAC.

A efectos de reportar al LAC la información de interrupciones, los OR podrán optar por alguna de las siguientes opciones:

a) En la medida en que exista un acuerdo bilateral que permita técnicamente la opción, el OR dará permiso al LAC para que éste tenga acceso directo a sus bases de datos.

b) A través de un aplicativo web service XML automático dispuesto por LAC, en cumplimiento de los detalles técnicos definidos por este.

c) Mediante una interfaz web, cumpliendo los requerimientos que defina el LAC para esta opción.

Independientemente de la opción de reporte utilizada por el OR, éste es el responsable de garantizar la entrega de la totalidad de la información requerida y su veracidad, así como de garantizar la originalidad de los eventos de interrupciones sucedidos en su red.

Es responsabilidad del LAC definir las características que deben cumplir los reportes y archivos del OR para garantizar la calidad y adecuada utilización de los reportes recibidos.

6.2.8.3.2 Reporte diario al LAC.

Con el fin de evitar posibles congestiones en los canales de comunicación y para garantizar la oportunidad de los reportes diarios, el LAC deberá definir una hora de reporte a cada OR, entre las 9:00 horas y las 12:00 horas del día siguiente a la operación, la cual deberá rotarse mensualmente entre todos los OR a fin de procurar la posibilidad de reporte en los diferentes horarios posibles.

Dentro del rango horario establecido por el LAC al OR, este último debe reportar diariamente cada una de los eventos sucedidos en su red durante las 24 horas del día de la operación, informando para cada uno de ellos:

a) código de evento,

b) hora inicial (hh:mm:ss),

c) hora final (hh:mm:ss),

d) código de redes de nivel de tensión 1, transformadores, tramos de circuitos o circuitos afectados,

e) número de usuarios afectados.

Las redes de nivel de tensión 1, transformadores, tramos de circuitos o circuitos no afectados por interrupciones, deberán reportarse identificando que no se presentaron incidencias en estos elementos.

Este reporte deberá ser conservado por el LAC por un periodo mínimo de dos (2) años, para someterlo a verificación de la información o para revisión y consulta de la SSPD, si esta así lo requiere.

Es responsabilidad del OR utilizar para todos sus reportes el mismo código de red de nivel de tensión 1, transformador, tramo de circuito o circuito asignado para la vinculación reportada al SUI.

Dentro de los diez (10) días siguientes a la finalización del mes el OR deberá informar al LAC los cambios que haya hecho con respecto al reporte diario, tales como agregación de eventos, agregación de usuarios, transformadores y/o circuitos afectados, eliminación de eventos o modificación de las duraciones, etc., entregando las justificaciones en que basó estos cambios.

Este informe se realizará en los formatos y condiciones que determine el LAC para tal fin.

El reporte deberá ser conservado por el LAC por un período mínimo de dos años para someterlo a la verificación de la información o para revisión y consulta de la SSPD, si ésta así lo requiere.

Es responsabilidad del LAC conservar la información original reportada diariamente por los OR por un término mínimo de dos (2) años para someterlos a la verificación de la información o para revisión y consulta de la SSPD.

6.2.8.4 Reporte de la información de las interrupciones al SUI

La información de interrupciones sucedidas en los SDL y los indicadores de calidad, así como los incentivos resultantes de la aplicación del esquema establecido en este capítulo, deberán ser reportados por los OR al SUI como se define a continuación, para efectos de supervisión, control y vigilancia por parte de la SSPD.

6.2.8.4.1 Información a reportar

Los reportes de información de calidad de cada OR al SUI, en los formatos y condiciones que para el efecto se determinen, serán mensuales y corresponderán como mínimo a cada una de las interrupciones sucedidas en los circuitos de nivel de tensión 2 y 3, en los transformadores de los niveles de tensión 1, 2 y 3 y en las redes de nivel de tensión 1, para el respectivo mes. En el caso de que los circuitos mencionados tengan instalados equipos de corte y maniobra que permitan aislar secciones de falla, deberá reportarse los tramos de circuito asignándole un código particular a cada fracción. Estos tramos de circuito deberán reportarse en el SUI como activos independientes.

Los reportes de interrupciones se harán en la base de datos que disponga el SUI para tal fin y deben contener como mínimo la siguiente información:

a) Código de la interrupción.

b) Fecha y hora de inicio y de finalización de la interrupción.

c) Código, tipo y nivel de tensión del elemento afectado por la interrupción. El tipo de elemento corresponde a circuito, tramo de circuito, transformador o red de nivel de tensión 1.

d) Clasificación de la interrupción.

e) Cuando aplique, tipo de exclusión de la interrupción.

f) Causa de la interrupción según listado de la Tabla 10.

g) Número de usuarios afectados, el cual debe corresponder al número de usuarios vinculados al elemento afectado por la interrupción que se está reportando.

h) Cuando se trate de generadores afectados por generación declarada disponible, estos deberán ser identificados de manera individual)

i) Grupo de calidad al que pertenecen los usuarios afectados

j) Demás información solicitada por el SUI.

6.2.8.4.2 Reporte de indicadores, incentivos y compensaciones al SUI

El día quince (15) del mes siguiente al de medición, el OR reportará los indicadores de calidad media acumulados hasta el mes de medición, en los formatos que se establezcan para tal fin.

Los indicadores de calidad promedio y los incentivos resultantes de la aplicación del esquema de que trata el numeral 6.2.3 deberán ser reportados por el OR el día quince (15) del mes siguiente al de finalización del año de evaluación, en los formatos del SUI que se dispongan para tal fin.

El documento que elabore el OR como soporte del cálculo de los indicadores e incentivos deberá mantenerse disponible para el proceso de verificación de la información que se establece en esta resolución o para revisión de la SSPD si esta entidad así lo requiere. Este documento deberá ser conservado por el OR por un término mínimo de dos (2) años.

Con base en la información mensual de calidad reportada al SUI, el comercializador estimará los indicadores mensuales de calidad individual y demás componentes necesarios para la determinación de las compensaciones y las reportará en los formatos establecidos para tal fin.

6.2.9 Verificaciones a la Información

Adicional a las verificaciones de cumplimiento de los requisitos establecidos en el numeral 6.2.7, el OR debe contratar una verificación a la información registrada y reportada sobre las interrupciones del servicio, así como a la aplicación del esquema de incentivos y compensaciones, en los términos establecidos en la Resolución CREG 025 de 2013 o la que la adicione, modifique o sustituya.

Los resultados de estas verificaciones deberán ser entregados a la CREG y la SSPD con el propósito de que esta última, en ejercicio de sus funciones, establezca si el respectivo OR ha incurrido en conductas sancionables por violaciones a la ley y/o a los actos administrativos a los que está sujeto, todo sin perjuicio de la responsabilidad penal que pueda deducirse de estas conductas.

6.2.10 Responsabilidades de información sobre la calidad en los SDL

6.2.10.1 Responsabilidades de los OR

Los OR tienen las siguientes responsabilidades y obligaciones con respecto al esquema de calidad del servicio en el SDL:

a) Asignar los códigos de circuitos, tramos de circuitos, transformadores, redes de nivel de tensión 1 y usuarios de su red.

b) Suministrar al comercializador los códigos de vinculación de usuarios a circuitos, tramos de circuitos, transformadores y redes de nivel de tensión 1.

c) Mantener actualizada la vinculación de usuarios a las redes del SDL para garantizar la aplicación adecuada del esquema de incentivos y compensaciones.

d) Garantizar que cada usuario pueda comunicarse de manera gratuita con el sistema de atención telefónica IVR a través de cualquier línea telefónica móvil o fija disponible en el país, la cual debe ser exclusiva para el reporte de interrupciones del servicio percibidas por el usuario.

e) Dentro de los plazos establecidos, calcular los indicadores de calidad promedio y los incentivos correspondientes.

f) Reportar la información de interrupciones, indicadores e incentivos al SUI, de acuerdo con los requerimientos y plazos establecidos para tal fin.

g) Reportar la información de interrupciones e incentivos al LAC, de acuerdo con los requerimientos y plazos establecidos en esta resolución.

h) Mantener permanentemente actualizada y reportada al SUI la base de datos georreferenciada de su red, e informar mensualmente al comercializador sobre los cambios en la vinculación que se hayan producido.

i) Mantener por un término mínimo de dos años, para efectos de la aplicación de las verificaciones a la información o para revisión y consulta de la SSPD si ésta así lo requiere, el soporte de cada una de las clasificaciones de eventos por exclusión o eliminación realizadas con respecto a sus reportes trimestrales al SUI y al LAC.

6.2.10.2 Responsabilidades de los comercializadores

Son responsabilidades y obligaciones del comercializador:

a) Con base en la información de indicadores reportada por los OR al SUI, calcular las compensaciones mensuales a aplicar a cada usuario sujeto de la misma.

b) En la factura de energía, aplicar los valores a compensar que se deriven del esquema de calidad del servicio.

c) En cada factura que emita el comercializador a sus usuarios deberá presentar la siguiente información, con base en la información contenida en el SUI:

i) Código del circuito, tramo de circuito, transformador y red de nivel de tensión 1 al cual se encuentra conectado el usuario.

ii) Grupo de calidad al cual pertenece el usuario.

iii) Indicadores DIUG y FIUG utilizados en la facturación del mes o meses correspondientes.

iv) Indicadores DIU y FIU utilizados en la facturación del mes o meses correspondientes. Cuando la facturación corresponda a más de un mes, esta información debe incluirse de manera discriminada.

v) Valor a compensar cuando es sujeto de ello.

vi) Nombre y dirección del OR del sistema al que se conecta el usuario y el número telefónico a través del cual se puede comunicar con el IVR para informar sobre la ocurrencia de interrupciones del servicio.

6.2.11 Calidad en empresas o en redes que se interconecten al SIN

6.2.11.1 Empresas que se conectan al SIN provenientes de una ZNI

Las empresas distribuidoras que venían prestando el servicio en una zona no interconectada, ZNI, y se interconectan al SIN adquiriendo la calidad de OR, en los términos definidos en esta Resolución, deberán comenzar a reportar al SUI la información de interrupciones sucedidas en su sistema, a partir de la entrada en vigencia de la resolución que apruebe su ingreso.

El nuevo OR contará con un plazo máximo de veinticuatro (24) meses, contados a partir de la fecha de entrada en vigencia de la resolución que apruebe su ingreso, para certificar el cumplimiento de los requisitos establecidos en el numeral 6.2.7. A partir de ese momento el OR deberá dar inicio a la aplicación del esquema de incentivos y compensaciones establecido en este capítulo.

Si transcurrido este plazo el OR no ha certificado el cumplimiento de requisitos, a partir del siguiente mes, y durante todo el siguiente año, se le aplicará un incentivo negativo máximo que se calculará de acuerdo con lo que se establece en el numeral 6.2.3.4.

Las metas de calidad media que deberán alcanzar estos OR, para cada año restante del periodo tarifario, serán establecidas por la CREG y por tanto el OR deberá solicitarlas mediante comunicación escrita, con una antelación mínima de dos meses al inicio de la aplicación del esquema de incentivos y compensaciones. Las metas serán establecidas con los mismos criterios definidos en el numeral 6.2.3.2, pero considerando la información reportada durante los últimos veinticuatro (24) meses.

6.2.11.2 ZNI que se conecta a la red de un OR del SIN

Cuando la red de una empresa distribuidora que venía prestando el servicio en una ZNI es interconectada a la red de un OR existente del SIN, su información de interrupciones deberá ser reportada al SUI y al LAC pero no será considerada para el cálculo de los indicadores de calidad media y calidad individual del OR ni para la estimación de los incentivos y compensaciones correspondientes, hasta que hayan transcurrido dieciocho (18) meses después de su interconexión. Dentro de este plazo, el OR debe certificar nuevamente el cumplimiento de los requisitos de tele medición y telecontrol en los circuitos de la red interconectada, y de vinculación cliente-transformador.

Si transcurrido este plazo el OR no ha certificado el cumplimiento de estos requisitos, a partir del siguiente mes, y durante todo el siguiente año, se le aplicará un incentivo negativo máximo que se calculará de acuerdo con lo que se establece en el numeral 6.2.3.4.

El responsable de la medición, registro y reporte de la calidad y de la aplicación del esquema de incentivos y compensaciones siempre será el OR al cual se han conectado las redes provenientes de la ZNI. Las metas de calidad media y de calidad individual que deberá alcanzar el OR no tendrán ninguna modificación.

6.2.11.3 Conexión de nuevos usuarios por ampliación de cobertura

Si un OR, con el propósito de ampliar la cobertura del SIN, instala nuevas redes para conectar usuarios que previamente no tenían servicio, la información de interrupciones de la red ampliada deberá reportarse al SUI y al LAC y será considerada para el cálculo de los indicadores de calidad media y calidad individual del OR que se utilizan para la estimación de los incentivos y compensaciones correspondientes. Las metas de calidad media y de calidad individual que deberá alcanzar el OR no tendrán ninguna modificación.

El OR tendrá un plazo máximo de tres (3) meses para recertificar el cumplimiento de los requisitos de tele medición y telecontrol y de vinculación cliente-usuario. Si transcurrido este plazo el OR no ha certificado el cumplimiento de estos requisitos, a partir del siguiente mes, y durante todo el siguiente año, se le aplicará un incentivo negativo máximo que se calculará de acuerdo con lo que se establece en el numeral 6.2.3.4.

CAPÍTULO 7.

PLANES DE INVERSIÓN.

Los OR deben presentar el plan de inversión para el periodo tarifario considerando las siguientes tipos de proyectos:

a) Tipo I: proyectos de inversión motivados en la atención de demanda que ocasionan el remplazo de activos existentes para obtener una mayor capacidad del sistema.

b) Tipo II: proyectos de inversión motivados en la atención de demanda que ocasionan la instalación de nuevos activos sin reemplazo de activos de existentes.

c) Tipo III: proyectos de inversión no motivados en la atención de demanda que remplazan activos existentes sin obtener una mayor capacidad del sistema.

d) Tipo IV: proyectos de inversión no motivados en la atención de demanda que ocasionan la instalación de nuevos activos.

El OR debe asignar cada uno de los proyectos de inversión a los tipos señalados anteriormente.

7.1 Criterios de generales

Los criterios generales que el OR debe aplicar para la formulación y presentación del plan de inversión son los siguientes:

a) La identificación, evaluación de alternativas, valoración, priorización y ejecución de los proyectos de inversión es responsabilidad del OR.

b) En el plan de inversión se debe analizar, cuantificar y valorar las necesidades de los usuarios y del mercado de comercialización atendido por el OR. Así como las diferentes alternativas consideradas para la solución de las necesidades identificadas.

c) El horizonte de planeación del plan de inversión es de largo plazo (diez años) y los proyectos de inversión incluidos en la solicitud de remuneración deben corresponder a aquellos en un horizonte de ejecución de mediano plazo (cinco años).

d) Todos los proyectos incluidos en el plan deben permitir el cumplimiento de las metas propuestas por los OR en los horizontes de planeación señalados.

e) Las metas definidas por los OR para la expansión, reposición, calidad del servicio y reducción y mantenimiento de los niveles de pérdidas deben ser alcanzables en el horizonte de tiempo del plan y deben corresponder con la situación actual y futura del mercado de comercialización.

f) Los planes deben ser flexibles y adaptables a la evolución del mercado de comercialización, además deben considerar los riesgos potenciales y las acciones para mitigarlos.

g) El plan de inversión debe identificar y valorar los beneficios esperados y los costos asociados.

h) Los proyectos deben contar con una relación beneficio - costo superior a uno, con base en los criterios y metodología definidos por el OR para la evaluación de sus proyectos.

i) El plan de inversión debe ser económicamente eficiente y conducir a garantizar la prestación del servicio al menor costo económico en el mediano y largo plazo.

j) El OR debe cumplir los requisitos para los planes de expansión establecidos en la Resolución CREG 070 de 1998 o aquella que la adicione, modifique o sustituya.

k) El plan debe ser viable ambientalmente y considerar el impacto por la aplicación de la Ley 1715 de 2014.

l) Las inversiones deben incluir únicamente activos de uso.

m) El plan de inversiones no debe incluir activos empleados exclusivamente para la prestación del servicio de alumbrado público.

n) El OR podrá incluir en el plan de inversión unidades constructivas especiales para lo cual debe dar aplicación a lo señalado en el capítulo 14.

o) El plan debe identificar, cuantificar y excluir de la valoración los proyectos, 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 los términos que haya sido modificado por el artículo 99 de la Ley 1450 de 2011 o por aquella que lo modifique, adicione o sustituya.

p) El OR debe incluir en el plan de inversión los activos necesarios para la implementación y certificación de un sistema de gestión de activos acorde con la norma ISO 55001 en un plazo de cinco (5) años contados a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución.

7.2 Presentación de los planes de inversión

En la solicitud de aprobación de cargos para el siguiente periodo tarifario las empresas pueden optar por uno de los siguientes mecanismos:

a) Presentación de un plan de inversiones, con un horizonte de cinco (5) años, con la solicitud de aprobación de cargos enviada a la Comisión.

b) Presentación de un plan de inversiones, con un horizonte de cuatro (4) años, dentro de los 6 a 9 meses siguientes a la expedición de esta resolución. En este caso, la BRAEN_j,n,t, para el primer año del periodo tarifario se calcula de acuerdo con lo establecido en el numeral 3.1.1.2.2.

El OR en su solicitud de cargos debe indicar a que mecanismo se acoge.

7.3 Contenido de los planes de inversión

Los OR deben presentar un plan de inversiones para el periodo tarifario indicando para cada año los proyectos de inversión que se acometerán. Los proyectos deben agruparse en los tipos de inversión indicados en este capítulo.

El costo total de cada tipo de inversión debe ser expresado como un porcentaje de la base regulatoria de activos inicial.

El plan debe incluir como mínimo la información y los análisis solicitados en los numerales 7.3.1, 7.3.2 y 7.3.3.

El OR debe presentar un cronograma general de las inversiones a realizar y su ubicación geográfica a nivel de municipio

Los elementos y aspectos que debe contener el resumen del plan de inversión que presente el OR se encuentran definidos en el capítulo 17. En circular aparte la Comisión publicará la guía con los requisitos detallados y los formatos para la presentación del plan.

7.3.1 Diagnostico

El diagnóstico del STR y SDL debe incluir como mínimo los siguientes aspectos:

a) Estadísticas descriptivas.

b) Evolución de la demanda.

c) Cargabilidad de los elementos del sistema.

d) Capacidad de corto circuito.

e) Posibilidades de ampliación y reconfiguración de subestaciones.

f) Perfil de antigüedad de los activos.

g) Nivel de obsolescencia de los equipos.

h) Nivel de calidad del servicio.

i) Sistemas de información y control.

7.3.2 Proyectos de inversión motivados en la atención de demanda

Los criterios y lineamientos que deben cumplir los OR para la definición, identificación de alternativas y priorización de las inversiones Tipo I y II incluidas en el plan de inversión son los siguientes:

a) Los proyectos de inversión deben estar acordes con los requerimientos de política pública, el Plan Indicativo de Expansión de Cobertura de Energía Eléctrica, PIEC, y el Plan de Referencia de Generación – Transmisión.

b) El OR debe emplear para la elaboración del plan de inversión los criterios señalados en el numeral 3.3 del anexo general de la Resolución 070 de 1998 o aquella que la modifique, adicione o sustituya

c) El OR debe analizar por lo menos tres escenarios de crecimiento de la demanda e identificar las inversiones requeridas en cada escenario.

d) Se deben asociar a los proyectos de inversión del plan a los escenarios de crecimiento de la demanda e identificar cuales proyectos pueden ser pospuestos o adelantados si las proyecciones de demanda son reajustadas.

e) Las inversiones incluidas en el plan deben responder a las necesidades de crecimiento de la demanda como principal criterio de identificación y priorización y ser coherente con las proyecciones de demanda y potencia de la UPME para el horizonte de análisis.

f) La identificación particular de las alternativas de inversión se debe realizar a partir de modelos de ingeniera de los STR y SDL y análisis técnico – económicos.

g) Para la determinación de los proyectos de expansión el OR deberá considerar por lo menos dos alternativas para la solución de las restricciones técnicas que identifique: cargabilidad de transformadores, líneas, niveles de tensión fuera de los rangos permitidos, confiabilidad, energía no suministrada, pérdidas de energía, entre otros.

h) Para la atención de nueva demanda el OR debe clasificar los proyectos considerando si es nueva infraestructura o implica la reposición de infraestructura existente para ampliar su capacidad de atención de demanda. Se deben incluir los proyectos de ampliación de la capacidad existente o de instalación de nuevas subestaciones o líneas para la atención de nuevas cargas en el sistema en los niveles de tensión 4, 3 y 2.

i) En el caso del STR, los proyectos incluidos en el plan de inversión deben corresponder a aquellos identificados en el Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión más reciente y para los cuales la UPME recomiende su ejecución y emita concepto de aprobación al OR. Adicionalmente, el OR debe haber manifestado su intención de realizarlos de acuerdo con lo señalado en la Resolución CREG 024 de 2013 o aquella que la modifique, adicione o sustituya.

j) También deben incluirse aquellas obras que la UPME identifique en el SDL.

k) Los proyectos de inversión para el SDL deben ser consistentes con los proyectos identificados y priorizados para el STR y la infraestructura en operación en el sistema.

l) El OR debe considerar la probabilidad de atrasos en la ejecución de los proyectos por factores externos.

m) El OR debe presentar un resumen de la metodología empleada para la determinación de las inversiones, el cual debe incluir: la metodología, requerimientos de información, información utilizada, supuestos, criterios de identificación de alternativas y principales variables empleadas.

n) Los proyectos de inversión para la expansión de cobertura en las zonas interconectables del área de influencia del OR no deben ser incluidas en las inversiones Tipo I. Para la remuneración de estos proyectos se deben seguir las reglas definidas en el capítulo 16.

7.3.3 Proyectos de inversión no motivados en la atención de demanda

Los criterios y lineamientos que debe cumplir el OR para la definición, identificación de alternativas y priorización de las inversiones incluidas en el plan de inversión son los siguientes.

7.3.3.1 Inversiones Tipo III

El OR debe presentar los proyectos en reposición de activos dentro del plan de inversión de acuerdo con los siguientes lineamientos:

a) Los proyectos deben estar orientados a la reposición eficiente de activos con el objetivo de asegurar la confiabilidad y seguridad en la prestación del servicio.

b) En el plan se deben identificar los activos de los niveles de tensión 4, 3 y 2 que por su estado, nivel de riesgo y antigüedad requieren ser reemplazados durante el periodo tarifario.

c) El OR debe clasificar los activos de las subestaciones en activos que requieran ser reemplazados en un periodo menor a dos años, entre dos y cuatro años y más de cuatro años.

d) En el caso de las activos de líneas el OR debe clasificar los circuitos que requieren reposición en conductores, apoyos o elementos en un periodo menor a dos años, entre dos y cuatro años y más de cuatro años.

e) En el caso de elementos de control del sistema el OR debe presentar un plan de reposición de acuerdo con el estado tecnológico de sus equipos.

f) Las empresas deben priorizar los proyectos de reposición de activos considerando la antigüedad de los activos, la carga asociada al activo o conjunto de activos, la vulnerabilidad del sistema ante fallas de los activos, los ahorros en costos de operación y mantenimiento, entre otros.

g) En el caso de activos de nivel de tensión 1, los proyectos de reposición de redes y transformadores de distribución debe incorporar criterios ambientales, técnicos, de antigüedad, de reducción de costos, entre otros.

h) El OR de realizar un análisis de riesgos para los activos agrupados en las categorías definidas en el capítulo 15 de la presente resolución. Adicionalmente, el OR debe establecer el perfil de antigüedad de los activos en las mismas categorías.

i) Como resultado de este análisis de priorización se deben obtener los proyectos con mayor impacto y beneficio para la prestación del servicio de acuerdo con los objetivos definidos por el OR en calidad del servicio, pérdidas, operación, etc.

j) El OR debe considerar la probabilidad de atrasos en la ejecución de los proyectos por factores externos.

k) Se deben presentar análisis de beneficios asociados con la reposición, los beneficios pueden estar asociados con mejoras en la operación, mayor confiabilidad, disminución de interrupciones, reducción de riesgos de falla, etc. Los beneficios pueden obtenerse de la aplicación de análisis de riesgos.

7.3.3.2 Inversiones Tipo IV

El OR debe presentar dentro del plan de inversión los proyectos para el mejoramiento en la calidad del servicio, reducción y mantenimiento de pérdidas, renovación tecnológica de los activos de uso del sistema y otras áreas que identifique acuerdo con los siguientes criterios y lineamientos:

a) Los proyectos de inversión deben estar orientados al mejoramiento en la calidad del servicio a partir de inversiones eficientes en activos que permitan asegurar la continuidad y confiabilidad en la prestación del servicio.

b) Los OR deben presentar los proyectos de inversión para mejorar la calidad del servicio, estos planes deben contener las inversiones requeridas y las metas de mejoramiento de la calidad, medida con base en los indicadores definidos.  

c) Las inversiones corresponden a instalación de suplencias, instalación de equipos de corte de circuitos, sistemas de gestión de la distribución, etc.

d) Los OR deben incluir las metas anuales de calidad según las inversiones incluidas en los planes de mejoramiento de la calidad del servicio y el esquema de incentivos de calidad.

e) Los OR que no han entrado en el esquema de calidad definido en la Resolución CREG 097 de 2008 deben incluir dentro de los proyectos de inversión del primer año los activos necesarios para cumplir los requisitos señalados en esta resolución y demás normas aplicables. En caso que el OR no presente el plan con la solicitud de aprobación de cargos deberá ejecutar estas inversiones durante el primer año.

f) Los requisitos adicionales para la aplicación del esquema de calidad del servicio definidos en esta resolución se deben incluir dentro de los proyectos de inversión del primer año. En caso que el OR no presente el plan con la solicitud de aprobación de cargos deberá ejecutar estas inversiones durante el primer año.

g) Los OR podrán presentar proyectos de inversión, requeridos para la reducción de pérdidas de energía, que correspondan a la instalación de activos de uso como redes antifraude, equipos de medida en transformadores de distribución, transformadores de distribución, etc.

h) Los planes deben contener las inversiones requeridas y las metas de reducción de pérdidas, medida con base en los indicadores definidos en esta resolución.  

7.3.3.3 Valoración del plan de inversiones

El valor total del plan de inversión solicitado por el OR se calcula de la siguiente forma:

INVPj,t:	Valor total del plan de inversión solicitado por el OR j para el año t.
INVTj,n,TI,l,t:	Valor de la inversión del plan del OR j en el nivel de tensión n, en el tipo de inversión TI, en la categoría de activos l para el año t. Corresponde al valor de los activos valorados con las UC definidas en el capítulo 14.
Nj:	Numero de niveles de tensión del OR j.
L:	Cantidad de categorías de activos.

El valor de la variable INVT_j,n,TI,l,t se calcula de la siguiente forma:

INVTj,n,TI,l,t:	Valor de la inversión del plan del OR j en el nivel de tensión n, en el tipo de inversión TI, en la categoría de activos l para el año t. Corresponde al valor de los activos valorados con las UC definidas en el capítulo 14.
UCPj,n,TI,l,t:	UC incluidas en el plan de inversiones solicitado por el OR j en el nivel de tensión n, en el tipo de inversión TI, en la categoría de activos l para el año t. No se incluyen las UC que fueron trasladadas y siguen en operación.
CRi:	Valor de la UC i, definido en el capítulo 15.
PUi:	Fracción del costo de la UC i que es reconocida mediante cargos por uso.
RPPi:	Fracción 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, el cual a su vez fue modificado por el artículo 99 de la Ley 1450 de 2011.
TI:	Tipo de inversión, como se define en este capítulo, toma los valores de 1, 2, 3 y 4.

7.3.3.4 Sistema de gestión de activos

El OR debe incluir en el plan de inversión los activos necesarios para la implementación y certificación de un sistema de gestión de activos acorde con la norma ISO 55001 en un plazo de cinco años contados a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución.

En la implementación del sistema de gestión de activos, el OR debe durante el primer año, realizar un diagnóstico de las brechas frente al cumplimiento de la norma y el plan de trabajo para los próximos 4 años para obtener la certificación.

Anualmente, el OR debe informar el avance en el cierre de brechas y cuáles son las inversiones que se identificaron y se han realizado en la implementación del sistema.

7.4 Aprobación de los planes de inversión

Para la aprobación de los planes de inversión se realizaran como mínimo los siguientes pasos:

a) Revisión de la información suministrada por los OR en los formatos establecidos por la Comisión. Esta información deberá demostrar el cumplimento de los criterios y lineamientos establecidos en el numeral 7.3.

b) Revisión del costo total del plan de inversión y su comparación con el valor máximo permitido. El valor total de las inversiones anuales incluidas en el plan de inversión, INVP_j,t, no podrán superar el ocho por ciento (8 %) de la BRA inicial.

c) El OR deberá realizar una presentación a la Comisión del plan de inversiones y la justificación y razonabilidad del mismo, en caso que esta lo considere necesario.

d) La Comisión podrá contratar firmas especializadas para dar concepto sobre los razonabilidad de los planes de inversión presentados.

e) Los demás necesarios para dar cumplimiento a lo establecido en esta resolución.

El plan de inversión presentado por el OR no será aprobado cuando no se suministre toda la información necesaria para demostrar el cumplimiento de los requisitos, criterios y lineamientos definidos por la Comisión. Tampoco será aprobado cuando se supere el límite indicado en el literal b de este numeral.

Cuando el plan de inversiones no sea aprobado, la Comisión solicitará al OR la revisión del mismo y el OR debe presentar su plan ajustado en los términos establecidos en el literal b del numeral 7.2.

En caso que el plan de inversiones no sea aprobado, la variable BRAEN_j,n,t se calculará de acuerdo con lo establecido en el numeral 3.1.1.2.2 para el primer año del periodo tarifario.

Los proyectos de inversión para la expansión de cobertura en las zonas interconectables del área de influencia del OR serán aprobados de acuerdo con las reglas del capítulo 16.

7.5 Seguimiento de los planes de inversión

El seguimiento de la ejecución del plan de inversión se realizará considerando como mínimo los siguientes lineamientos:

a) Anualmente el OR deberá presentar un informe sobre la ejecución del plan de inversión en el cual se presente el avance de cada uno de los proyectos y los ajustes menores realizados. El formato y contenido mínimo del informe serán definidos por la Comisión en circular aparte.

b) Los ajustes menores a los proyectos incluidos en el plan de inversión aprobado deben responde a la planeación de corto plazo adelantada por la empresa de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 070 de 1998 o aquella que la modifique, complemento o sustituya. En todo caso el valor total de los proyectos de inversión puestos en operación no debe superar el 8 % anual de la BRA inicial. a la instalación de activos de uso como redes antifraude, equipos de medida en transformadores de distribución, transformadores de distribución, etc.

c) El informe debe ser enviado a la Comisión y a la SSPD, antes del último día hábil del mes de marzo de cada año. El informe también debe ser publicado en la página web del OR.

d) De igual forma, anualmente se verificaran los indicadores de ejecución de los planes de inversión con base en la información presentada por los OR al SUI y a la CREG.

e) Cada dos años los OR deberán contratar la ejecución de una verificación de la ejecución del plan de inversión. Las verificaciones emplearan los reportes anuales y visitas en campo para corroborar la ejecución de los proyectos reportados e incluidos en el plan de inversión.

f) Las firmas serán seleccionadas de una lista que la Comisión establezca para tal fin y contratadas por el OR empleando un mecanismo de libre concurrencia. Las reglas para la realización de la verificación serán establecidas en resolución posterior.

g) El costo de las verificaciones se reconocerá en los gastos de administración, operación y mantenimiento de los OR.

h) Cuando de las verificaciones se concluya que los proyectos de inversión no se han ejecutado de acuerdo con lo reportado, lo cargos se ajustarán independientemente de las acciones que adelante la SSPD dentro de sus competencias.

i) La Comisión podrá solicitar la realización de verificaciones extraordinarias o contratar las que considere necesarias.

El OR debe presentar el valor de las inversiones puestas en operación clasificado en los tipos de activos de la siguiente manera:

El valor de la variable INVT_j,n,TI,l,t se calcula de la siguiente forma:

INVTRj,n,TI,l,t:	Valor de la inversión puesta en operación en el sistema del OR j en el nivel de tensión n, en el tipo de inversión TI, en la categoría de activos l para el año t. Corresponde al valor de los activos valorados con las UC definidas en el capítulo 14.
UCPj,n,TI,l,t:	UC puestas en operación en el sistema del OR j en el nivel de tensión n, en el tipo de inversión TI, en la categoría de activos l para el año t. No se incluyen las UC que fueron trasladadas y siguen en operación.
CRi:	Valor de la UC i, definido en el capítulo 15.
PUi:	Fracción del costo de la UC i que es reconocida mediante cargos por uso.
RPPi:	Fracción 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, el cual a su vez fue modificado por el artículo 99 de la Ley 1450 de 2011.
TI:	Tipo de inversión, como se define en este capítulo, toma los valores de 1, 2, 3 y 4.

7.6 Ajuste de los planes de inversión

Los planes de inversión pueden ser ajustados máximo dos veces durante el periodo tarifario. Los lineamientos para la realización de los ajustes al plan de inversión son los siguientes:

a) La solicitud de realización del ajuste del plan deberá realizarse a más tardar cuatro meses antes que finalice el segundo y el cuarto año de aplicación del plan.

b) La empresa podrá solicitar el ajuste del plan de inversión siempre y cuando la modificación no conduzca a superar el 8 % del valor de la BRA inicial.

c) Para la revisión de la solicitud de modificación del plan de inversiones la Comisión seguirá los pasos establecidos en el numeral 7.4.

d) En caso que la demanda de energía del mercado de comercialización, no crezca o se reduzca en 3 trimestres consecutivos, el OR deberá enviar a la Comisión una evaluación de la viabilidad de la ejecución del plan de inversiones en proyectos tipo I y II.

7.7 Publicidad y difusión de los planes de inversión

El OR debe adelantar una estrategia de comunicación para difundir entre los usuarios de su mercado de comercialización el plan de inversión, la metas de expansión, reposición, calidad y reducción y mantenimiento de pérdidas. La estrategia como mínimo deberá incluir:

a) Elaboración de un informe anual, en lenguaje sencillo, con las metas, inversiones, indicadores y de ejecución nivel del plan de inversión para los usuarios del mercado de comercialización. El informe deberá ser publicado en la página web del OR antes del último día hábil del mes de marzo de cada año.

b) Desarrollo y mantenimiento de un sitio web con la información asociada a la ejecución del plan de inversión.

c) Publicación anual en un diario de amplia circulación en el mercado de comercialización de un resumen con las metas propuestas y el avance en la ejecución de los proyectos de inversión.

La Comisión, en circular aparte, establecerá el contenido mínimo del informe anual a los usuarios, así como la información que debe ser publicada en el sitio web y la publicación en el diario.

CAPÍTULO 8.

 PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA.

En este capítulo se definen los métodos a utilizar para la determinación de los índices de pérdidas por nivel de tensión, los índices de pérdidas de referencia de cada nivel de tensión al STN y la metodología para la implementación de los planes de gestión de pérdidas.

Los índices de pérdidas serán calculados y publicados por el LAC dentro de los primeros quince días de febrero y aplicados a partir de marzo de cada año.

8.1 Pérdidas reconocidas por Nivel de Tensión

Las pérdidas reconocidas por nivel de tensión para cada OR j se establecen en dos grupos, a partir de las pérdidas de eficiencia en cada nivel de tensión. El primero correspondiente a los sistemas que alcanzaron índices de pérdidas de eficiencia y el segundo, integrado por los OR que aún no alcanzan los límites de eficiencia.

8.1.1 Pérdidas eficientes

8.1.1.1 Nivel de tensión 4, Pe_j,4,t

Para reconocer la cantidad de la energía perdida por aspectos técnicos de la red respecto de la energía de entrada a este nivel de tensión, se calcularan anualmente índices para cada sistema con base en la información del año anterior al de cálculo.

Dichos índices deberán ser utilizados por el SIC y el LAC para todos los efectos, a partir del mes de marzo del año de cálculo y estarán vigentes hasta que sean reemplazados en el año siguiente.

Siendo t el año en el que se calculan las pérdidas de energía del nivel de tensión 4, con la información real disponible del modelo eléctrico del despacho en Colombia y las condiciones normales de operación en el año t-1, el CND debe efectuar el siguiente procedimiento:

a) Para cada uno de los meses del año t-1 identificar cuatro días. El día hábil de mayor demanda a nivel nacional, el día hábil de menor demanda a nivel nacional, el primer sábado calendario y el primer domingo calendario.

b) Para cada una de las horas de cada uno de los cuatro días de cada mes identificados en el paso anterior, calcular las pérdidas de los sistemas de nivel 4 para cada OR mediante flujos de carga horarios teniendo en cuenta la información técnica de líneas de transmisión de los STR y transformadores de conexión disponible en el documento de parámetros técnicos del SIN publicada en el aplicativo PARATEC a 31 de diciembre del año t. En caso de que no existan datos técnicos de un elemento determinado, se deberán asumir valores de catálogo, normas técnicas o la mejor información disponible.

c) Para cada uno de los cuatro días de cada mes, en cada sistema, se calculará el promedio simple de las pérdidas horarias.

d) Entregar los datos obtenidos al LAC antes del 31 de enero de cada año.

Posteriormente al recibo de los datos, el LAC deberá calcular los índices de pérdidas del nivel de tensión 4 de la siguiente manera:

e) Se obtendrá el promedio simple de los días hábiles de cada mes. Posteriormente se debe ponderar dicho valor con la cantidad días hábiles del mes que corresponda. Se ponderará el valor obtenido para el día sábado de un mes determinado con la cantidad de sábados de dicho mes y el valor obtenido para el día domingo con la cantidad de domingos y festivos del mes. Se deben sumar los tres valores obtenidos para encontrar el índice de cada mes.

f) El valor de pérdidas a publicar será el promedio simple de los datos de los doce meses del año para cada sistema.

g) Publicar los valores obtenidos para cada sistema antes del quince del mes de febrero del año t. Los agentes tendrán un plazo de tres (3) días hábiles para efectuar observaciones respecto de los cálculos.

h) Teniendo en cuenta las observaciones presentadas y en caso que se encuentren divergencias en los cálculos realizados respecto del proceso establecido, el LAC recalculará los valores de pérdidas y publicará los definitivos a más tardar el 25 día calendario del mes de febrero para aplicarlos a partir del mes de marzo.

8.1.1.2 Niveles de tensión 3 y 2, Pe_j,3 y Pe_j,2.

Los índices de pérdidas de niveles 3 y 2 serán establecidos según el siguiente proceso:

a) Se calcula la media y la desviación estándar de los datos, por nivel de tensión.

b) Los OR serán clasificados en dos grupos: el primero con aquellos OR cuyos índices de pérdidas de los niveles de tensión 2 y 3 sean iguales o inferiores a la suma de la media más la desviación estándar de los datos de cada nivel y, el segundo, con aquellos OR que registran al menos un índice con valor superior a la media más la desviación estándar de los datos de todos los OR de un mismo nivel de tensión.

c) El primer grupo de OR no será sujeto de revisión y por tanto, de no presentar estudio de pérdidas, continuará con los índices vigentes. En caso de que alguno de estos OR considere la posibilidad de presentar estudio de pérdidas técnicas, deberá presentar el estudio con base en el análisis técnico y flujos de carga de sus sistemas de niveles de tensión 2 y 3, con base en la información topológica real presentando la información de que trata la Circular CREG 015 de 2007, considerando un modelo de impedancia constante y teniendo en cuenta que en ningún punto de su sistema se pueden presentar factores de potencia inferiores a 0,9 así como tampoco valores de voltaje inferiores a los establecidos en las normas vigentes.

d) El segundo grupo de OR será sujeto de revisión para lo cual deberá presentar el estudio de pérdidas técnicas en los niveles de tensión 2 y 3 descrito en el párrafo anterior.

e) Se asignará el valor resultante de restar una desviación estándar a la media aritmética de los índices de pérdidas del nivel de tensión 2 o 3 vigentes a la fecha de corte en los siguientes casos:

i) Cuando un OR presente un estudio que no cuente con la totalidad de los requisitos dispuestos en el literal d) para su presentación.

ii) Cuando un OR presente un estudio con inconsistencias en la información.

iii) Cuando un OR del segundo grupo, de que trata el anterior literal e), no presente estudio de pérdidas conjuntamente con su solicitud de cargos.

8.1.1.3 Nivel de tensión 1, Pe_j,1

El índice de pérdidas eficiente del OR j en el nivel de tensión 1 se calcula con base en la siguiente expresión:

Donde:

PTj,1:	Índice de pérdidas técnicas del OR j del nivel de tensión 1 según la tabla 6.2 del documento “Cálculo de Pérdidas Técnicas en el Nivel de Tensión 1” de la Circular CREG 052 de 2010.
PNTj,1,m:	Índice de pérdidas no técnicas de referencia del nivel de tensión 1, en porcentaje, calculado según la siguiente expresión:

Donde:

LR_j: km de líneas de nivel de tensión 2 rurales reportadas en la base de datos de la CREG.

En caso de no contar con el factor de pérdidas técnicas de algún OR, dicho agente debe efectuar el cálculo de pérdidas de energía modelando la totalidad de la red en este nivel de tensión y presentar a la CREG la totalidad de la información base de cálculo para su revisión. En caso de no presentar información al respecto o en caso de que se encuentren inconsistencias en la información presentada que no permitan revisar los cálculos, se le asignará a dicho OR un valor inferior en 0,5 puntos porcentuales al menor índice de pérdidas técnicas calculado para los otros OR en el país.

Cuando un OR haya presentado un modelo con la simulación de la totalidad de su red en este nivel de tensión, se determina el índice resultante de dicha simulación siempre y cuando el modelo contenga información que 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.

8.1.2 OR que presentaron estudio según la Resolución CREG 172 de 2011

8.1.2.1 Pérdidas reconocidas de niveles de tensión 4, 3 y 2

Para estos OR las pérdidas reconocidas de los niveles de tensión 4, 3 y 2 serán iguales a las resultantes de las siguientes expresiones:

Donde:

Pj,4,t:	Índice de pérdidas reconocidas para el OR j en el nivel de tensión 4 en el año t.
Pej,4,t:	Índice de pérdidas eficientes para el OR j en el nivel de tensión 4 en el año t, según lo establecido en el numeral 8.1.1.1.
Pj,n:	Índice de pérdidas reconocidas para el OR j en el nivel de tensión n, (con n=3 o 2), según lo establecido en el numeral 8.1.1.2.
Pej,n:	Índice de pérdidas eficientes para el OR j en el nivel de tensión n.

8.1.2.2 Pérdidas reconocidas de nivel de tensión 1

Un OR que cuente con resolución particular de aprobación del índice de pérdidas del nivel de tensión 1, conforme a lo establecido en el artículo 5 de la Resolución CREG 172 de 2011, aplicará los factores aprobados, hasta el año 4 de aprobación de cargos con base en lo establecido en la presente resolución.

Siempre que el índice de pérdidas del nivel de tensión 1 real del OR, calculado con base en lo establecido en el numeral 8.3.6.2 a 31 de diciembre del año 4 de aplicación de los cargos calculados con base en la metodología de la presente resolución, sea inferior al índice de pérdidas de nivel de tensión 1 aprobado para el OR aplicable a partir del 1o de enero del 2015, el factor P_j,1 aplicable a partir del año 5 será calculado con base en la siguiente expresión:

Donde:

Pj,1:	Índice de pérdidas del nivel de tensión 1 del OR j a aplicar a partir del 5 año calendario de aplicación de los cargos calculados con base en la metodología de la presente resolución.
Pcj,1,s:	Índice de pérdidas del nivel de tensión 1 del OR j calculado acorde con lo establecido en el numeral 8.3.6.2 a 31 de diciembre del año 4 de aplicación de los cargos calculados con base en la metodología de la presente resolución.
Pej,1:	Índice de pérdidas calculado del nivel de tensión 1 del OR j, según con lo establecido en el numeral 8.1.1.3.

Cuando el índice de pérdidas del nivel de tensión 1 real del OR, calculado con base en lo establecido en el numeral 8.3.6.2 al finalizar el año 4 de la aplicación de cargos con base en lo establecido en esta resolución, sea superior o igual al índice de pérdidas de nivel de tensión 1 aprobado para el OR aplicable a partir del 1o de enero del 2015, el factor P_j,1 aplicable a partir del año 5 será calculado con base en la siguiente expresión:

Donde:

Pj,1:	Índice de pérdidas del nivel de tensión 1 del OR j a aplicar a partir del 5 año calendario de aplicación de los cargos calculados con base en la metodología de la presente resolución.
Pj,1,e:	Índice de pérdidas del nivel de tensión 1 aprobado para el OR j, con base en lo establecido en la resolución CREG 172 de 2011, aplicable a partir del 1o de enero del 2015.
Pej,1:	Índice de pérdidas calculado del nivel de tensión 1 del OR j, según lo establecido en el numeral 8.1.1.3.

8.1.3 OR que no presentaron estudio según la Resolución CREG 172 de 2011

El OR que no presentó estudio, conforme a lo establecido en el artículo 5 de la Resolución CREG 172 de 2011, aplicará los factores calculados con base en la siguiente expresión:

Donde:

Pj,n,t:	Índice de pérdidas reconocidas del nivel de tensión n del OR j a aplicar en el año calendario t de aplicación de los cargos calculados con base en la metodología de la presente resolución.
Pcj,n,0:	Índice de pérdidas del nivel de tensión n del OR j calculado acorde con lo establecido en el numeral 8.3.6.2a la fecha de corte (s=0).
Pej,n:	Índice de pérdidas esperado al final del período del nivel de tensión n del OR j acorde con lo establecido en el numeral 8.1.1
t:	Año de aplicación de los cargos calculados con base en lo establecido en la presente resolución, con t variando entre 0 y 4. En el primer año calendario de aplicación de cargos la variable t es igual a cero, t = 0.

8.1.3.1 Pérdidas reconocidas de niveles de tensión 4, 3, 2 y 1

Para estos OR las pérdidas reconocidas de los niveles de tensión 1, 2, 3 y 4 serán iguales a las resultantes de la siguiente expresión:

Donde:

Pcj,n,0:	Índice de pérdidas del nivel de tensión n del OR j a la fecha de corte (s=0).
Pej,n:	Índice de pérdidas eficientes para el OR j en el nivel de tensión n acorde con lo establecido en el numeral 8.1.1.
Padj,n:	Índice de pérdidas adicionales reconocidas para el OR j en el nivel de tensión n según el numeral 8.1.3.2.

8.1.3.2 Pérdidas adicionales

A partir de la participación de la energía de cada nivel de tensión en el total de la energía de entrada al sistema del OR j, se deben calcular los factores de pérdidas adicionales para cada uno de ellos, según las siguientes expresiones:

Donde:

Padj,n	Fracción de pérdidas de energía adicionales asignable al nivel de tensión n del OR j.
Epadj,n	Energía de pérdidas adicionales asignada al nivel de tensión n del OR j.
Epadj,0	Energía de pérdidas adicionales del OR j al inicio del plan expresadas en kWh según el numeral 8.3.6.3.
Partj,n	Participación de la energía de entrada al nivel de tensión n del OR j respecto del total de energía de entrada al sistema.
EsVFCj,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 de la fecha de corte. Corresponde a la suma de las medidas en las fronteras comerciales registradas en el SIC para el mercado de comercialización servido por el OR j, sin referir al STN, para la venta de energía a usuarios no regulados de todos los comercializadores del mercado y de las de usuarios regulados de los comercializadores distintos al incumbente. Incluye la energía entregada a los auxiliares de las subestaciones.
EsVSFCj,n,m	Ventas de energía en el sistema del OR j, en el nivel de tensión n, durante el mes m de la fecha de corte. Corresponde a las ventas de energía eléctrica, en kWh, de usuarios regulados del comercializador incumbente, que es facturado y reportado al SUI. Este valor incluye la energía entregada a los auxiliares de las subestaciones.

8.2 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:

Donde:

PR4,j:	Factor para referir las medidas de energía del nivel de tensión 4 del OR j al STN.
Pj,4,t:	Pérdidas a reconocer en el nivel de tensión 4 al OR j en el año t, para cada sistema según lo establecido en los numerales 8.1.2 y 8.1.3.

Nivel de tensión 3:

Donde:

PR3,,tj:	Factor para referir las medidas de energía del nivel de tensión 3 del OR j al STN en el año t.
Pj,3,t:	Pérdidas a reconocer en el nivel de tensión 3 del OR j en el año t, según lo establecido en los numerales 8.1.2 y 8.1.3.
Pj,4,t:	Pérdidas a reconocer en el nivel de tensión 4 al OR j, en el año t, determinadas para cada sistema según lo establecido en los numerales 8.1.2 y 8.1.3.
Fej,n-3:	Flujo de energía anual entre el nivel de tensión n, n es STN ó 4, y el nivel de tensión 3 del OR j (MWh-año).
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:

Donde:

PR2,j,t:	Factor para referir las medidas de energía del nivel de tensión 2 del OR j al STN en el año t.
Pj,2,t:	Pérdidas a reconocer en el nivel de tensión 2 del OR j en el año t, según lo establecido en los numerales 8.1.2 y 8.1.3.
Pj,4,t:	Pérdidas a reconocer en el nivel de tensión 4 al OR j, en el año t, determinadas para cada sistema según lo establecido en los numerales 8.1.2 y 8.1.3.
Pj,3,t:	Pérdidas a reconocer en el nivel de tensión 3 del OR j, en el año t, según lo establecido en los numerales 8.1.2 y 8.1.3.
Fej,n-2:	Flujo de energía anual entre el nivel de tensión n, n es STN, 4 o 3, y el nivel de tensión 2 del OR j, MWh-año.
Pj,STN-2:	Pérdidas de transformación para referir las medidas de energía del Nivel de Tensión 3 al STN e iguales a 0,23 %

Nivel de tensión 1:

Donde:

PR1,j,t:	Factor para referir las medidas de energía del nivel de tensión 1 del OR j al STN en el año t.
Pj,1,t:	Pérdidas reconocidas en el nivel de tensión 1 del OR j en el año t.
PR3,j,t:	Factor para referir las medidas de energía del nivel de tensión 3 del OR j al STN en el año t.
PR2,j,t:	Factor para referir las medidas de energía del nivel de tensión 2 del OR j al STN en el año t.
Fej,n-1:	Flujo de energía anual entre el nivel de tensión n, n es 3 o 2, y el nivel de tensión 1 del OR j (MWh-año).

Pérdidas de transformadores de conexión al STN:

Las pérdidas de transformación para referir las medidas de usuarios que se consideran conectados directamente al STN, independientemente del nivel de tensión de baja tensión del transformador de conexión al STN donde se encuentre su medida, son iguales a 0,23 %.

8.3 Plan de gestión de pérdidas

Los planes de gestión de pérdidas están constituidos por los planes de reducción y por los planes de mantenimiento de pérdidas.

La metodología para la aprobación de los planes de gestión de pérdidas tiene en cuenta los siguientes criterios:

a) Los costos eficientes del plan están constituidos por las inversiones y por los costos y gastos aprobados al OR para tal fin.

b) La remuneración de los planes de reducción de pérdidas será aplicable únicamente en los mercados de comercialización que presenten pérdidas de energía eléctrica superiores a las pérdidas reconocidas en el nivel de tensión 1 a la fecha de entrada en vigencia de esta resolución y tendrá una duración de cinco años.

c) La remuneración de costos de mantenimiento de pérdidas de energía aplica para aquellos OR que a la fecha de corte presentan un índice de nivel de tensión 1 inferior al reconocido o para aquellos OR a quienes se les aprobaron índices de nivel de tensión 1 como producto del estudio de perdidas presentado de conformidad con lo establecido en la Resolución CREG 172 de 2011.

d) La remuneración de los planes de reducción de pérdidas está sujeta al cumplimiento de las metas aprobadas a cada OR en resolución particular. El incumplimiento de las metas será causal de devolución, a los usuarios del mercado de comercialización respectivo, de la totalidad de los recursos recibidos mediante el CPROG.

e) La remuneración de los planes de reducción de pérdidas de energía se efectuará a través de los cargos por uso y a través de la variable CPROG incluida en el costo unitario de prestación del servicio en el caso delos usuarios regulados y que se debe incorporar como parte de los costos del servicio para los usuarios no regulados.

f) La remuneración de las inversiones que no estén clasificadas en UC se efectuará, conjuntamente con los costos y gastos de AOM de pérdidas, a través de la variable CPROG.

g) La remuneración del AOM de mantenimiento de pérdidas no se encuentra sujeta al cumplimiento de ninguna otra condición y se efectuará en la vigencia de la presente metodología, independientemente de la vigencia de los planes.

8.3.1 Requisitos para la presentación del plan.

El OR j que atienda un mercado de comercialización que presente pérdidas de energía en el nivel de tensión 1, calculadas según lo establecido en el numeral 8.3.6.2 del presente capítulo, a la fecha de corte, superiores a las pérdidas reconocidas en el mismo momento, debe someter para aprobación de la CREG el plan que debe contener, como mínimo, la siguiente información:

a) Resumen del plan: El cual debe incluir el cálculo de las variables CAPj, PPact_u_j, PPact_nu_j, PPaom_j, AOMd_j, CPOR_j, IPT_j,0, P_j,1,0 y las metas para cada período de evaluación, según el formato definido en el numeral 8.3.1.1 del presente capítulo.

b) Bases de cálculo: El OR deberá entregar la totalidad de la información utilizada para el cálculo de cada una de las variables presentadas, en hojas de cálculo del programa Excel.

c) Balance de energía, de doce meses calendario que finalizan el tercer mes anterior al de presentación de la solicitud, detallando el código SIC de cada frontera comercial, según lo expuesto en los numerales 8.3.6 y 8.3.7.1.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.

d) Listado de usuarios conectados directamente al STN en el mercado de comercialización del OR, indicando su ubicación y código SIC.

e) Certificación del representante legal, contador y revisor fiscal del OR detallando el código de las cuentas creadas en la contabilidad, que permitan el registro independiente de todas las actividades relacionadas con el plan.

f) Valores de inversión, en $/kWh, para los años t y t-1, según lo dispuesto en el numeral 8.3.2.2.3del presente capítulo.

8.3.1.1 Formato resumen del plan

Las metas de reducción de pérdidas de cada período de evaluación deben cumplir con la siguiente condición:

Donde:

IPTj,0:	Índice de pérdidas totales del mercado atendido por el OR j al inicio del plan.
IPTSj,s:	Índice de pérdidas totales de la senda propuesto por el OR j en el período de evaluación s.

Para la ejecución de las actividades propias de la actividad de comercialización, tales como instalación de micromedidores, revisión de medidores y gestión comercial, entre otras, el OR deberá efectuarlas a través del comercializador que corresponda.

8.3.2 Cálculo del costo del plan.

Se verificará que el costo total del plan presentado por el OR no supere el costo total de referencia, calculado con el modelo de estimación del costo eficiente a partir de la meta final de pérdidas de energía solicitada por el OR. El costo total del plan a aprobar será el menor entre el costo total presentado por el OR 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 mismo deberá cumplir con las metas de reducción de pérdidas para cada período de evaluación.

El costo del plan de reducción de pérdidas está compuesto por las inversiones asociadas con la reducción de pérdidas no técnicas y por los costos y gastos en que incurra el agente en la ejecución del plan, mientras que el plan de mantenimiento de pérdidas está compuesto únicamente por los costos y gastos en que incurra el agente en el desarrollo de esta actividad.

8.3.2.1 Calculo del costo anual del plan

La variable CAP_j corresponde al costo anual del plan que remunera los costos y gastos asociados con la recuperación o mantenimiento de pérdidas de energía y, para los OR que requieren de aprobación de plan de reducción de pérdidas, la remuneración de activos no asociados con UC, así:

8.3.2.1.1 Calculo del costo anual para planes de mantenimiento de pérdidas

Para la remuneración de costos de mantenimiento de pérdidas de energía a aquellos OR que a la fecha de corte presentan un índice de nivel de tensión 1 inferior al reconocido o para aquellos OR a quienes se les aprobaron índices de nivel de tensión 1 como producto del estudio de perdidas presentado de conformidad con lo establecido en la Resolución CREG 172 de 2011, el cálculo de la variable CAP_j se realiza de la siguiente manera:

Donde:

CAPj:	Costo anual del plan de gestión de pérdidas del mercado de comercialización j, aprobado al OR j que atiende dicho mercado.
AOMPj,k:	Gastos del OR j en pérdidas de energía, durante los años k (de 2008 al 2013), 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 027 de 2014, en pesos de la fecha de corte.

En el caso de que un OR no haya reportado información en respuesta a esta Circular, esta variable tomará el valor de cero (0).

8.3.2.1.2 Calculo del costo anual para planes de reducción de pérdidas

La variable CAP_j corresponde a la anualidad a remunerar al OR por la ejecución del plan.

Donde:

Donde:

CAPj:	Costo anual del plan de gestión de pérdidas del mercado de comercialización j, aprobado al OR que atiende dicho mercado. El menor valor que toma esta variable es cero (0).
CTPj:	Costo total del plan para el OR j, en pesos de diciembre de 2014, calculado de acuerdo con lo establecido en el numeral 8.3.2.2.
PPact_nuj:	Participación de la inversión en activos que no son considerados activos de uso de la actividad de distribución, utilizados para la ejecución del plan, respecto del costo del plan presentado por el OR.
PPaomj:	Participación de los costos y gastos, utilizados para la ejecución del plan, respecto del costo del plan presentado por el OR.
INVnut:	Inversión en el año t en activos que no son clasificados como activos de uso de la actividad de distribución, utilizados para la ejecución del plan.
AOMt:	Costos y gastos en el año t utilizados para la ejecución del plan.
CPORj:	Valor presente neto del costo total del plan, en pesos de noviembre de 2014, presentado por el OR j para su aprobación. Calculado con la tasa de retorno de la metodología de distribución.
r:	Tasa de retorno para la remuneración con la metodología de ingreso máximo.

8.3.2.2 Costo total del plan

El costo total del plan a aprobar a cada OR se determinará según la siguiente expresión:

Donde:

CTPj:	Costo total del plan para el OR j, en pesos de la fecha de corte.
CPCEj:	Costo total del plan, en pesos de la fecha de corte. Este valor resulta de la aplicación del modelo de costos eficientes de que trata el numeral 8.3.2.2.1, actualizado a pesos de la fecha de corte.
CPORj:	Valor presente del costo total del plan, en pesos de la fecha de corte, presentado por el OR j para su aprobación. Calculado con la tasa de retorno de la metodología de distribución.

8.3.2.2.1 Cálculo de la variable CPCEj

La variable CPCE_j se obtendrá a partir del modelo de estimación del costo eficiente desarrollado por la CREG, considerando el índice de pérdidas inicial de cada OR, el índice de pérdidas propuesto por el OR para el final del plan y los costos de reducción de pérdidas no técnicas obtenidos a partir de la información entregada por los OR en respuesta a las circulares CREG 019 de 2010 y 027 de 2014.

8.3.2.2.2 Acceso al modelo de estimación del costo eficiente.

La Comisión pondrá a disposición de las empresas el aplicativo de estimación del costo eficiente de reducción de pérdidas, durante el plazo para la presentación de la solicitud de aprobación de cargos.

Para tener acceso a este aplicativo, el representante legal de cada OR debe enviar a la Comisión una comunicación escrita solicitando el usuario y la clave de acceso y señalando una dirección de correo electrónico donde se enviará la información de acceso y los resultados de las simulaciones.

8.3.2.2.3 Variables del modelo de estimación del costo eficiente del plan

Para definir la variable CPCE se utilizará la siguiente información:

a) Tasa de descuento: tasa de retorno de la metodología de distribución.

b) Crecimiento vegetativo de la demanda: crecimiento promedio de las ventas de energía registradas en el mercado de comercialización, durante los cinco años anteriores al de la presentación del plan.

c) Mínima inversión: mínimo costo en $/kWh, con el cual el modelo de estimación del costo eficiente obtiene una ruta factible para obtener el nivel de pérdidas propuesto por el OR al finalizar el plan. Este valor debe ser mayor que cero (0).

d) Máxima inversión: máximo costo en $/kWh, con el cual el modelo de estimación del costo eficiente obtiene una ruta factible para obtener el nivel de pérdidas propuesto por el OR al finalizar el plan. Este valor debe ser mayor que cero (0).

e) Opciones de inversión: corresponde al número de opciones para conformar el árbol de decisión, cuyo máximo valor es treinta (30).

f) Energía de entrada para los años t y t-1: cantidad de energía, en kWh, calculada con base en la metodología definida en el numeral 8.3.7.1, menos la energía de salida a otros OR, Fs_ORj,n,s, según lo definido en el numeral 8.3.7.2.

g) Energía de salida para los años t y t-1: cantidad de energía, en kWh, calculada con base en la metodología definida en el numeral 8.3.7.2

h) Nivel de pérdidas años t y t-1: porcentaje de pérdidas totales del sistema calculado con base en la metodología definida en el numeral 8.3.6.1.

i) Inversión años t y t-1: corresponde a la información entregada por el OR en la solicitud de aprobación del plan.

j) El año t corresponde al anterior al de la presentación de la solicitud de aprobación del plan.

8.3.2.3 Listado de activos a reconocer mediante la variable INVnu_t.

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 el arranque de todas las líneas, equipos de medida en los puntos de entrada de cada nivel de tensión, macromedidores instalados en transformadores de distribución y sistemas de medición centralizada.

En el desarrollo de los planes de reducción de pérdidas de energía, en las redes de baja tensión donde estén instalados o se vayan a instalar sistemas de medición centralizada, el comercializador deberá solicitar a sus usuarios regulados un equipo de medida compatible con el sistema de medición centralizada que instale el OR. El usuario regulado podrá cambiar su medidor por uno de las calidades exigidas en la regulación vigente o acogerse a la medida dispuesta por el comercializador integrado con el OR a través del sistema de medición centralizada instalado por el OR. En este último caso, el medidor no tendrá ningún costo para el usuario y la responsabilidad por su custodia no será del usuario.

8.3.3 Inicio y seguimiento del plan de reducción de pérdidas.

Para dar inicio a la ejecución del plan de reducción de pérdidas el OR deberá cumplir con los siguientes requisitos:

a) Tener en firme la resolución particular de remuneración de su sistema con base en lo establecido en la presente resolución.

b) Enviar comunicación a la CREG en la que se ratifique su interés en dar inicio a la ejecución del plan y se envíe copia de la publicación del resumen del plan realizada, lo anterior dentro de los siete (7) días hábiles siguientes a la fecha en la que quede en firme la resolución particular.

En el mismo plazo, el OR deberá informar a la SSPD, el LAC y a los comercializadores presentes en su mercado el inicio de la ejecución del plan de reducción de pérdidas aprobado para su sistema.

Una vez cumplidos los requisitos para dar inicio a la ejecución del plan, el LAC determinará el cargo CPROG_j,m según lo establecido en el numeral 8.3.4.1.

La fecha de inicio del plan es el primer día calendario del mes siguiente al de la publicación del CPROG_j,m por parte del LAC en su página web.

Los comercializadores minoristas deben publicar las tarifas que aplicarán a sus usuarios incluyendo el valor de la variable CPROG_j,m calculada por el LAC para el respectivo mercado, dentro del mes de publicación del CPROG_j,m por parte del LAC.

A los consumos causados con anterioridad a la fecha de inicio del plan no se les puede incluir el cobro de la variable CPROG_j,m.

Cuando en un mercado de comercialización se encuentre un plan en ejecución y se cambie el OR, el plan aprobado no se modificará por este hecho y el nuevo OR deberá continuar con la ejecución del mismo.

Para la evaluación del cumplimiento de las metas aprobadas se debe realizar el procedimiento de evaluación definido a continuación:

8.3.3.1 Evaluación del cumplimiento del plan.

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, el índice de pérdidas totales, IPT_j,s, conforme a lo establecido en el numeral 8.3.6.1, dentro de los primeros cinco (5) días hábiles del segundo mes posterior a la finalización de cada 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 cinco (5) 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) Cuando un OR presente observaciones sobre el cálculo, el LAC resolverá la solicitud y el decimoquinto (15) día hábil del mismo mes publicará los resultados finales de cálculo teniendo en cuenta todas las aclaraciones que se presenten.

4) Si un OR cumple con las metas, se mantendrá la remuneración aprobada para el siguiente período de evaluación.

Un OR incumple la ejecución del plan cuando la variable IPT_j,s es superior al índice IPTS_j,s aprobado.

La suspensión de la remuneración del plan a un OR no implica la cancelación de la ejecución del plan y el LAC continuará calculando los índices que le correspondan.

Cuando un incumplimiento ocurra en el décimo período de evaluación, el LAC calculará el IPT_j,s para el siguiente período de evaluación. Si el índice IPT_j,s del undécimo período de evaluación no cumple con la meta establecida para el décimo período de evaluación, el OR devolverá los recursos recibidos durante los períodos de evaluación 9 y 10, según lo establecido en el numeral 8.3.5.4.

5) Si al finalizar el período de evaluación siguiente al de la suspensión de la remuneración se encuentra que el OR cumple con la meta aprobada para ese período, se levantará la suspensión del plan y se reiniciará la remuneración del plan al OR.

6) 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 debe devolver los ingresos recibidos, conforme a lo establecido en el numeral 8.3.5.4 según corresponda.

7) Cuando durante la vigencia del plan y hasta un año posterior a su finalización, un Comercializador incumbente modifique los reportes de ventas de energía en el SUI, el LAC deberá recalcular los índices de pérdidas totales, IPT_j,s, conforme a lo establecido en el numeral 8.3.6.1teniendo en cuenta la nueva información.

En este caso, si con los nuevos índices un OR incumple con las metas del respectivo período de evaluación, el OR debe reintegrar los recursos recibidos durante los periodos de incumplimiento conforme a lo señalado en el numeral 8.3.5

8.3.3.2 Modificación de metas

El OR podrá solicitar el ajuste de las metas aprobadas, bajo las siguientes condiciones:

a) Se puede solicitar el ajuste de la meta final una sola vez durante el periodo de ejecución del plan. Esta solicitud deberá presentarse a la CREG a más tardar (3) tres meses antes de la finalización del tercer periodo de evaluación.

b) La modificación de la meta final conlleva a un ajuste en la remuneración del plan aprobada inicialmente al OR.

Cuando el índice final solicitado sea superior al aprobado, el plan será objeto de reliquidación y ajuste. Para el cálculo del nuevo CAP_j, se debe restar de la variable CTP_j los recursos recibidos hasta el momento de la solicitud y los proyectados a recibir durante los tres (3) meses siguientes a la solicitud. El índice final solicitado no deberá ser superior o igual al último índice de pérdidas calculado. El nuevo CAP_j estará vigente entre el momento de aprobación y el tiempo restante para el cumplimiento total de los cinco (5) años del plan.

Cuando el índice final solicitado sea inferior al aprobado, el plan será objeto de ajuste. El nuevo CAP_j estará vigente entre el momento de aprobación y el tiempo restante para el cumplimiento total de los cinco (5) años del plan sin que se hagan reconocimientos retroactivos por causa de que el nuevo CAP_j sea mayor que el aprobado inicialmente.

c) Se puede solicitar el ajuste de las metas intermedias sólo una vez durante el periodo de ejecución del plan, siempre que se mantengan las condiciones vigentes aprobadas, valor final de pérdidas y periodo para alcanzarla. Las nuevas metas intermedias no deberán ser superiores o iguales al último índice de pérdidas calculado y deberán tener en cuenta la restricción definida en el numeral 8.3.1.1.

d) La modificación de las metas intermedias no conlleva a un ajuste del costo anual del plan aprobado.

e) En cualquier caso, para solicitar el ajuste en las metas, intermedias o finales, el OR debe haber cumplido con la meta correspondiente al periodo de evaluación inmediatamente anterior al de la solicitud.

f) El OR deberá sustentar en su solicitud los motivos de ajuste de las metas.

g) La CREG revisará la sustentación de ajuste de las metas presentada por el OR y realizará el procedimiento de evaluación y aprobación de las nuevas metas.

8.3.4 Liquidación, Recaudo y Actualización del CPROG_j,m.

Los cargos por concepto de remuneración de los planes de pérdidas serán actualizados y liquidados por el LAC y facturados y recaudados por los OR a los comercializadores que atienden usuarios en su mercado de comercialización, hasta que finalice o se cancele el plan de un OR, siguiendo las siguientes disposiciones:

8.3.4.1 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 siete (7) días de cada mes, de la siguiente manera:

Donde:

CPROGj,m,t:	Cargo en $/kWh por concepto del plan, del mercado de comercialización j, aplicable en el mes m del año t. El cargo publicado por el LAC aplicará para el siguiente mes al de su publicación.
CAPj,t:	Costo anual del plan, en pesos de la fecha base, del mercado de comercialización j, aprobado al OR, calculado según lo expuesto en el numeral 8.3.2.1.
VSTNj,m:	Ventas a usuarios conectados directamente al STN asociados al mercado de comercialización j en el mes m, en kWh.

Corresponde a las lecturas tomadas directamente de los medidores de los usuarios conectados directamente al STN, sin referir al STN, tomadas de los registros del LAC. Cuando el medidor no se encuentre en el lado del STN, la medida se debe referir con los factores aprobados para el respectivo sistema.

Cuando para una frontera no se disponga de la información de un mes determinado se utilizará el promedio registrado para los últimos seis (6) meses de dicha frontera o la mejor información disponible en el LAC.

VCPj,	Ventas en el mercado de comercialización servido por el OR j, durante doce (12) meses, en kWh, realizadas por los comercializadores diferentes al incumbente.
VCIj,	Ventas en el mercado de comercialización servido por el OR j, durante doce (12) meses, en kWh, realizadas por el comercializador incumbente.
IPPm	Índice de precios al productor total nacional correspondiente al mes m.
IPPo	Índice de precios al productor total nacional correspondiente al mes de la fecha de corte.

La variable VCP_j se calcula de la siguiente manera:

Donde:

VCPj,	Ventas en el mercado de comercialización servido por el OR j, durante doce (12) meses, en kWh, realizadas por los comercializadores diferentes al incumbente.
vcpm,n,i	Energía registrada en el SIC para las fronteras comerciales de responsabilidad del comercializador i diferente al comercializador incumbente, durante el mes m, en el nivel de tensión n, en el mercado de comercialización atendido por el OR j, en kWh.

Cuando no se disponga de la información para un mes determinado, se utilizará el promedio de los valores registrados para los últimos seis (6) meses o la mejor información disponible.

Ip:	Número total de comercializadores distintos al incumbente en el mercado de comercialización del OR j.

La variable VCI_j se calcula de la siguiente manera:

Donde:

VCIj,	Ventas en el mercado de comercialización servido por el OR j, durante doce (12) meses, en kWh, realizadas por el comercializador incumbente.
vciRm,n	Ventas durante el mes m, en el nivel de tensión n, del comercializador incumbente, para usuarios regulados.

Corresponde al consumo de energía eléctrica en kWh que es facturado y reportado al SUI para el respectivo periodo. Cuando no se disponga de la información para un mes determinado, se utilizará el promedio registrado en el SUI para los últimos seis (6) meses o la mejor información disponible.

vciNRm,n	Ventas durante el mes m, en el nivel de tensión n, del comercializador incumbente, para usuarios no regulados.

Corresponde a la energía registrada en el SIC para las fronteras comerciales de usuarios no regulados responsabilidad del comercializador incumbente, durante el mes m, en el nivel de tensión n, en el mercado de comercialización atendido por el OR j, en kWh.

Cuando no se disponga de la información para un mes determinado, se utilizará el promedio de los valores registrados para los últimos seis (6) meses o la mejor información disponible.

8.3.4.2 Liquidación y recaudo

Dentro de los primeros quince (15) días calendario del segundo mes siguiente al de aplicación del cargo respectivo, el LAC determinará y publicará el valor que cada comercializador debe trasladar al OR, de acuerdo con la siguiente expresión:

Donde:

LCPROGi,j,m,t:	Liquidación por concepto de CPROG, en pesos, en el mercado de comercialización j, por las ventas realizadas durante el mes m del año t, que facturará el OR j al comercializador i.
VCi,j,m:	Ventas de energía del comercializador i, en el mercado de comercialización j, durante el mes m, considerando las ventas a usuarios conectados directamente al STN que hacen parte del mercado de comercialización j.

La determinación de las ventas a usuarios no regulados y para el caso en que un comercializador i diferente al integrado al OR haya registrado una frontera comercial para la atención de un solo usuario regulado, se hará a través del consumo registrado en el SIC para la frontera específica.

La determinación de las ventas a usuarios regulados atendidos por el comercializador incumbente se hará a través del consumo de energía eléctrica en kWh que es facturado y reportado para el respectivo periodo al SUI.

En las fronteras comerciales que agrupen usuarios regulados atendidos por un comercializador i diferente al incumbente, este valor corresponde a la medida registrada en la frontera comercial f de dicho comercializador multiplicada por el factor (1- Ps_f). La variable Ps_f es igual a 0,019. En caso que el comercializador y el OR acuerden otro valor de Ps_f, deberá ser informado al LAC para que sea utilizado en la liquidación.

AL_i,j,m: Ajuste de la liquidación en el mes m, en pesos, causada por modificaciones en los reportes de información de consumos facturados o refacturaciones, realizadas por el comercializador i en el mercado de comercialización j.

Este valor es igual a cero (0) en la primera liquidación

Donde:

VCAi,j,maj:

Ventas de energía del comercializador i ajustadas, en el mercado de comercialización j, en el mes de ajuste maj para el cual se modificó el reporte de información, considerando las ventas a usuarios conectados directamente al STN que hacen parte del mercado de comercialización j.

Es el reporte de energía eléctrica, en kWh y que ha modificado un reporte anterior con base en el cual ya se realizó alguna liquidación del costo del plan.

Si el comercializador no realiza modificaciones en el consumo facturado, la variable VCA_i,j,maj es igual a VC_i,j,maj.

VCi,j,maj:	Ventas de energía del comercializador i, en el mercado de comercialización j, considerando las ventas a usuarios conectados directamente al STN que hacen parte del mercado de comercialización j, (VCi,j,m ) que ha sido objeto de modificación posteriormente al momento de su utilización en el cálculo de un LCPROG.
VCRi,j,m:	Consumo refacturado por el comercializador i, en el mercado de comercialización j, para el mes m, considerando las ventas a usuarios conectados directamente al STN que hacen parte del mercado de comercialización j. Corresponde a los consumos de energía eléctrica, en kWh, realizados durante períodos anteriores que se facturaron de más o se dejaron de facturar.

Cuando un comercializador modifique la información de ventas en el SUI o el reporte de energía en el LAC para un mes que ya ha sido objeto de liquidación de CPROG_j,m, el LAC deberá efectuar una reliquidación por este concepto.

La facturación y recaudo a los agentes comercializadores le corresponderá a los OR, utilizando la liquidación elaborada por el LAC.

La liquidación del CPROG_j,m deberá ser trasladada por los comercializadores a los respectivos OR de acuerdo con los plazos establecidos en la regulación vigente.

8.3.5 Suspensión, cancelación del plan y devolución de ingresos.

El plan de reducción o mantenimiento de pérdidas puede ser suspendido o cancelado por encontrarse incurso en alguna de las causales en cada caso.

En cualquier caso, de suspensión o cancelación, el LAC deberá avisar a los comercializadores que se encuentren en el mercado de comercialización del OR respectivo para que dejen de cobrar el CPROG a sus usuarios.

En caso de suspensión, el cobro puede ser reanudado cuando desaparezcan las causales de suspensión. En caso de cancelación el cobro CPROG no podrá reanudarse y, por el contrario, se deberán devolver los recursos.

8.3.5.1 Causales para la suspensión del reconocimiento de los costos asociados con los planes

Las causales de suspensión del reconocimiento de los costos asociados con los planes son:

a) Incumplimiento en la meta de reducción de pérdidas en dos períodos de evaluación consecutivos. Un OR incumple una meta cuando el resultado final de su índice es superior a la meta aprobada para el respectivo período de evaluación.

b) Cuando se verifique que la vinculación de usuarios a la red está incompleta o desactualizada en el SUI

c) Cuando en un periodo de evaluación se encuentren fronteras comerciales entre agentes de responsabilidad del comercializador integrado con el OR j cuya información de las características de la misma (nivel de tensión, precisión, tipo de frontera) difiera de la registrada en el SIC.

d) Cuando, a partir del decimotercer (13) mes de inicio del plan, el OR no informe al LAC, durante dos meses consecutivos, el registro de las medidas entre niveles de tensión para determinar el factor  de que trata el numeral 8.3.7.3.

8.3.5.2 Causales para la cancelación automática del plan

Las causales de cancelación automática del plan, sin que se requiera declaración de ninguna autoridad, son:

a) Incumplimiento de las metas del plan durante tres períodos de evaluación consecutivos.

b) Reincidencia en alguna de las causales de suspensión del plan.

c) Cuando hayan transcurrido seis (6) meses posteriores a la detección y notificación de inconsistencias en la información del vínculo cliente red y el OR no haya corregido la situación.

d) En caso de que el OR reporte, como parte de la ejecución del plan, redes existentes a la fecha de solicitud del plan.

e) Cuando un OR decida finalizar el plan.

f) Cuando la información de ventas de energía reportada al SUI por un comercializador incumbente, utilizada para el seguimiento del plan, sea modificada en el SUI con posterioridad a la fecha del cálculo del índice respectivo y con la nueva información el OR no cumpla con la senda aprobada para el respectivo período de evaluación.

8.3.5.3 Cancelación de la ejecución del plan por petición del OR

El OR podrá solicitar la cancelación del plan en cualquier momento sujeto a las siguientes condiciones:

a) Si el OR cumplió la meta aprobada para el periodo de evaluación anterior al de la fecha de solicitud de cancelación del plan, no debe devolver ingresos por concepto del plan.

b) Si el OR incumplió la meta aprobada para el periodo de evaluación anterior al de la fecha de solicitud de cancelación del plan, debe devolver los ingresos recibidos durante el periodo de incumplimiento, de acuerdo con lo señalado en el numeral 8.3.5.

c) Si el OR se encuentra en causal de suspensión del plan debe devolver los ingresos recibidos durante los periodos de incumplimiento, de acuerdo con lo señalado en el numeral 8.3.5.

Cuando el OR solicite la cancelación de la ejecución del plan se suspenderá inmediatamente el cobro del CPROG_j,m.

8.3.5.4 Devolución de ingresos por parte del OR

Cuando se presente incumplimiento en la ejecución del plan por parte de un OR, de acuerdo con lo establecido en el numeral 8.3.3.1 o en caso de que un OR decida finalizar unilateralmente la ejecución del plan y deba devolver recursos, según lo dispuesto en el numeral 8.3.5.3, el OR deberá retornar los ingresos recibidos por este concepto a los usuarios del mercado de comercialización, durante los doce (12) meses posteriores a la cancelación del plan, a través de un valor negativo de la variable CPROG_j,m, de acuerdo con la metodología del presente numeral.

En caso de cancelación de la ejecución del plan el LAC calculará los ingresos recibidos durante los períodos de incumplimiento previos a la suspensión de la remuneración del plan, para que sean tenidos en cuenta como un menor valor en el costo de prestación del servicio a los usuarios del mercado de comercialización respectivo Para el caso de devolución a los usuarios conectados directamente al STN, el LAC deberá descontar los dineros a devolver de la siguiente liquidación de ingresos del OR y asignarle esos recursos al comercializador que corresponda para que este, a su vez, reintegre los valores al usuario específico.

En caso de finalización unilateral del plan el LAC debe calcular los ingresos recibidos durante los periodos de incumplimiento previos a la solicitud de cancelación del plan, para que sean tenidos en cuenta como un menor valor en el costo de prestación del servicio a los usuarios del mercado de comercialización respectivo. Para el caso de devolución a los usuarios conectados directamente al STN, el LAC deberá descontar los dineros a devolver de la siguiente liquidación de ingresos del OR y asignarle esos recursos al comercializador que corresponda para que este, a su vez, reintegre los valores al usuario específico.

8.3.5.4.1 Determinación del cargo mensual CPROGj,m con recursos recibidos por el OR cuando se cancela la ejecución del plan.

Al siguiente mes de la cancelación del plan en un mercado de comercialización, la variable CPROG_j,m tomará un valor negativo que será incluido en el costo de prestación del servicio a la totalidad de usuarios del mercado de comercialización y se calculará la porción que corresponda a los usuarios no regulados, incluyendo a los conectados directamente al STN 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:

Donde:

CPROGj,m:	Cargo en $/kWh por concepto del plan, del mercado de comercialización j, en el mes m.
ITDj:	Ingreso total a devolver por el OR j, en pesos a la fecha de cálculo de acuerdo con lo establecido en el numeral 8.3.5.4.2.
VSTNj,m:	Ventas a usuarios conectados directamente al STN asociados al mercado de comercialización j en el mes m, en kWh.

Corresponde a las lecturas tomadas directamente de los medidores de los usuarios conectados directamente al STN, sin referir al STN, tomadas de los registros del SIC. Cuando el medidor no se encuentre en el lado del STN, la medida se debe referir con los factores aprobados para el respectivo sistema.

Cuando para una frontera no se disponga de la información del mes respectivo se utilizará el promedio registrado para los últimos seis (6) meses de dicha frontera o la mejor información disponible en el LAC.

VCP_j,  Ventas en el mercado de comercialización servido por el OR j, durante doce (12) meses, en kWh, realizadas por los comercializadores diferentes al incumbente, calculado de la siguiente manera:

Donde:

vcpm,n,i	Energía registrada en el SIC para las fronteras comerciales de responsabilidad del comercializador i diferente al comercializador incumbente, durante el mes m, en el nivel de tensión n, en el mercado de comercialización atendido por el OR j, en kWh.

Cuando no se disponga de la información para un mes determinado, se utilizará el promedio de los valores registrados para los últimos seis (6) meses o la mejor información disponible.

Ip:	Número total de comercializadores distintos al incumbente en el mercado de comercialización del OR j.
VCIj,	Ventas en el mercado de comercialización servido por el OR j, durante doce (12) meses, en kWh, realizadas por el comercializador incumbente, calculado de la siguiente manera:

Donde:

vciRm,n	Ventas durante el mes m, en el nivel de tensión n, del comercializador incumbente, para usuarios regulados.

Corresponde al consumo de energía eléctrica en kWh que es facturado y reportado al SUI para el respectivo periodo. Cuando no se disponga de la información para un mes determinado, se utilizará el promedio registrado en el SUI para los últimos seis (6) meses o la mejor información disponible.

vciNRm,n	Ventas durante el mes m, en el nivel de tensión n, del comercializador incumbente, para usuarios no regulados.

Corresponde a la energía registrada en el SIC para las fronteras comerciales de usuarios no regulados responsabilidad del comercializador incumbente, durante el mes m, en el nivel de tensión n, en el mercado de comercialización atendido por el OR j, en kWh.

Cuando no se disponga de la información para un mes determinado, se utilizará el promedio de los valores registrados para los últimos seis (6) meses o la mejor información disponible.

8.3.5.4.2 Cálculo de los ingresos a devolver por parte del OR

Los ingresos a devolver se calcularán de la siguiente manera:

Donde:

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 al de la suspensión del mismo más el periodo en el que el OR recibió remuneración del plan.
It:	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 CPROGj,m, en el mercado de comercialización j, por las ventas en el mes m, que el OR j facturó al comercializador i, calculado según lo establecido en el numeral 8.3.4.2.
r:	Corresponde a 1,5 veces el interés bancario corriente anual para la modalidad de crédito de consumo y ordinario, certificado por la Superintendencia Financiera, vigente en la fecha de cancelación del plan.
n:	Exponente que se calcula de la siguiente manera:

Donde:

Ps:	Número de meses entre la suspensión de la remuneración del plan y la cancelación del plan. Esta variable es igual a cero (0) cuando el OR cancele unilateralmente el plan.
Pd:	Número de meses durante los cuales el OR debe devolver los recursos recibidos. Esta variable es igual a doce (12).

8.3.5.4.3 Liquidación y recaudo

En caso de devolución de ingresos a los usuarios finales durante la etapa descrita en el numeral 8.3.5.4.2 del presente capítulo, los valores CPROG negativos serán directamente descontados de la facturación de cargos por uso. Para el caso de devolución a los usuarios no regulados, el LAC deberá descontar los dineros a devolver de la siguiente liquidación de ingresos del OR y asignarle esos recursos al comercializador que corresponda para que este, a su vez, reintegre los valores al usuario específico.

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,t:	Liquidación por concepto de CPROG, en el mercado de comercialización j, por las ventas en el mes m del año t, que facturará el OR j al comercializador i.
CPROGj,m,t:	Cargo en $/kWh por concepto del plan, del mercado de comercialización j, en el mes m del año t.
VCi,j,m:	Ventas de energía del comercializador i, en el mercado de comercialización j, durante el mes m, considerando las ventas a usuarios conectados directamente al STN que hacen parte del mercado de comercialización j.

La determinación de las ventas a usuarios no regulados y para el caso en que un comercializador i diferente al integrado al OR haya registrado una frontera comercial para la atención de un solo usuario regulado, se hará a través del consumo registrado en el SIC para la frontera específica.

La determinación de las ventas a usuarios regulados atendidos por el comercializador incumbente se hará a través del consumo de energía eléctrica en kWh que es facturado y reportado para el respectivo periodo al SUI.

En las fronteras comerciales que agrupen usuarios regulados atendidos por un comercializador i diferente al incumbente, este valor corresponde a la medida registrada en la frontera comercial f de dicho comercializador multiplicada por el factor (1- Psf). La variable Psf es igual a 0,019. En caso que el comercializador y el OR acuerden otro valor de Psf, deberá ser informado al LAC para que sea utilizado en la liquidación.

La facturación y recaudo a los agentes comercializadores le corresponderá a los OR, utilizando la liquidación elaborada por el LAC.

8.3.6 Cálculo de índices de pérdidas

El ASIC debe aplicar la metodología para el cálculo de las pérdidas totales de energía y las pérdidas de energía en el nivel de tensión 1 definidas en este numeral.

Para la presentación del plan de pérdidas del nivel de tensión 1, los OR deben calcular las variables IPT_j,0 y PE_j,1 conforme a lo señalado en este numeral. La variable s = 0 corresponde al mes en el cual el OR presenta el plan a la Comisión.

Para determinar las pérdidas de energía se deberá emplear la información de las fronteras comerciales registradas en el ASIC y la reportada al SUI.

8.3.6.1 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:

Donde:

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. Al inicio del plan, el valor de s igual a cero, s = 0, corresponde al mes de presentación del plan a la CREG.
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 8.3.7.1.
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 8.3.7.2.
FeNSj,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, expresado en kWh, calculado como se establece en el numeral 8.3.7.3.
FsORj,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, 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 ó 4.

Cuando en un mercado de comercialización la energía vendida a usuarios en nivel de tensión 4 sea igual o superior al 30 % de las ventas totales en dicho mercado sin incluir las ventas en el STN, las ventas en el nivel de tensión 4 no se incluirán en la energía de salida y de la energía de entrada se debe descontar las ventas de energía del nivel de tensión 4 afectadas por las pérdidas reconocidas.

8.3.6.2 Pérdidas de energía en el nivel de tensión 1

Para determinar las pérdidas de nivel de tensión 1, el ASIC debe realizar el balance de energía para los niveles de tensión superiores.

Las pérdidas de energía en nivel de tensión 1 del OR j son:

El índice de pérdidas de energía en nivel de tensión 1 del OR j es:

Donde:

PEj,1,s	Pérdidas de energía en nivel de tensión 1 del OR j, durante el período de evaluación s, expresadas en kWh.
Eej,1,m	Energía de entrada en nivel de tensión 1 del OR j durante el mes m, expresada en kWh, calculada como se establece en el numeral 8.3.7.1.
Esj,1,m	Energía de salida de nivel de tensión 1 del OR j, durante el mes m, expresada en kWh, calculada como se establece en el numeral 8.3.7.2.
Pcj,1,s	Índice de pérdidas de energía en nivel de tensión 1 del OR j calculado para el período de evaluación s. Al inicio del plan, el valor de s igual a cero, s = 0, corresponde al mes de presentación del plan a la CREG.

8.3.6.3 Energía de pérdidas adicionales a las eficientes

La energía de pérdidas adicionales será el resultado de la siguiente expresión:

Donde:

Epadj,0	Energía de pérdidas adicionales del OR j al inicio del plan expresadas en kWh.
Pcj,1,0	Índice de pérdidas de energía en nivel de tensión 1 del OR j calculado para el período de evaluación s=0 según el numeral 8.3.6.2
Pej,1:	Índice de pérdidas calculado del nivel de tensión 1 del OR j, según lo establecido en el numeral 8.1.1.3.
Eej,1,m	Energía de entrada en nivel de tensión 1 del OR j durante el mes m, expresada en kWh, calculada como se establece en el numeral 8.3.7.1.

8.3.7 Cálculo de flujos de energía

8.3.7.1 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:

Donde:

Eej,n,m	Energía de entrada al sistema del OR j en el nivel de tensión n durante el mes m, expresada en kWh.
EeGj,n,m	Energía entregada por los generadores, incluyendo plantas menores y cogeneradores 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 SIC para estos agentes.
FeSTNj,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 SIC para los puntos de conexión del OR j al STN.

Para los puntos de conexión en los cuales exista un transformador tridevanado y en el caso que no exista medida en cada uno de los devanados, el OR deberá reportar mensualmente al ASIC los valores de energía de entrada al transformador y los de energía de salida por cada uno de los devanados para que el ASIC efectúe la asignación al nivel de tensión que corresponda.

FeORj,n,m	Flujo de energía desde el sistema de otro OR 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 cada frontera comercial entre OR, sin referir al STN, registrada en el SIC.
FeNSj,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 8.3.7.3.
n	Corresponde al nivel de tensión para el cual se determina la energía de entrada. Toma los valores de 1, 2, 3 ó 4.

8.3.7.2 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:

Donde:

Esj,n,m	Energía de salida del sistema del OR j en el nivel de tensión n, durante el mes m, expresada en kWh.
EsVFCj,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 registradas en el SIC para el mercado de comercialización servido por el OR j, sin referir al STN, para la venta de energía a usuarios no regulados de todos los comercializadores del mercado y de las de usuarios regulados de los comercializadores distintos al incumbente. Incluye la energía entregada a los auxiliares de las subestaciones.
EsVSFCj,n,m	Ventas de energía en el sistema del OR j, en el nivel de tensión n, durante el mes m. Corresponde a las ventas de energía eléctrica, en kWh, de usuarios regulados del comercializador incumbente, que es facturado y reportado al SUI. Este valor incluye la energía entregada a los auxiliares de las subestaciones.
FsSTNj,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 SIC para los puntos de conexión del OR j al STN.
FsORj,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 SIC.
n	Corresponde al nivel de tensión para el cual se determina la energía de salida. Toma los valores de 1, 2, 3 ó 4.

En el cálculo de la variable no se debe tener en cuenta la energía recuperada.

8.3.7.3 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:

Donde:

FeNSj,n,m	Energía de entrada desde niveles de tensión superiores al nivel de tensión n, en el sistema del OR j, durante el mes m, expresada en kWh. Para el nivel de tensión 4 el valor de FeNS,j,4,m es cero.
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 el mes m, expresada en kWh.
PRj,k,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.
	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.

Mientras el OR implemente la medida entre niveles de tensión, se utilizará el factor tenido en cuenta en la resolución de aprobación de costos de cada OR. A más tardar a partir del decimotercer mes de inicio del plan este factor deberá ser informado por el OR al LAC con base en las medidas entre niveles efectuadas. Cuando el OR no envíe la información correspondiente, el LAC utilizará la mejor información disponible.

n	Corresponde al nivel de tensión para el cual se determina energía de entrada. Toma los valores de 1, 2, 3 o 4.
k	Corresponde al nivel de tensión superior. Toma los valores de 2, 3 o 4.

CAPÍTULO 9.

CONFORMACIÓN DE STR.

Se conforman dos (2) STR con los activos del nivel de tensión 4 de los OR enumerados en cada uno de ellos.

9.1 STR norte

1. Electrificadora del Caribe S. A. E.S.P.

9.2 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 Norte de Santander S. A. E.S.P.

4. CODENSA S. A. E.S.P.

5. Compañía de Electricidad de Tuluá S. A. E.S.P.

6. Compañía Energética del Tolima S. A. E.S.P.

7. Compañía Energética de Occidente 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. Ruitoque S. A. E.S.P.

CAPÍTULO 10.

CARGOS HORARIOS.

Los cargos horarios serán aplicados a todos los usuarios regulados y no regulados conectados al sistema de un OR.

La determinación del consumo se realizará para cada usuario dependiendo de la disponibilidad de equipo de medida con clasificación horaria. Para aquellos usuarios con equipos de medida con registro horario, la determinación del consumo será el resultado de la lectura del medidor mientras que para los usuarios con medidores que no permiten diferenciación horaria, la determinación del consumo se realizará con base en curvas de carga típicas por nivel de tensión en cada sistema.

El LAC debe calcular los cargos horarios aplicables en cada sistema a partir de las curvas de carga entregadas por los OR y los ingresos resultantes de la aplicación de esta resolución.

Las curvas de carga serán entregadas al LAC durante los primeros diez días calendario de cada año. En el caso de que no sean recibidas, el LAC utilizará las últimas reportadas o las calculará con base en la mejor información disponible.

10.1 curvas de carga típicas por nivel de tensión.

Los OR deben determinar el uso que los usuarios hacen de los sistemas eléctricos en cada uno de los niveles de tensión a partir de los equipos de medida disponibles y obtener curvas de carga que deben diferenciar, como mínimo el consumo de días domingos y festivos del resto de días de la semana.

Para el nivel de tensión 1, las curvas pueden obtenerse de los equipos de medida instalados en los transformadores o realizarse por muestreo de carga en los transformadores de distribución. El método utilizado para elaborar este tipo de curvas es decisión de cada empresa, el cual debe ser sustentado en documento aparte para ser entregado al LAC conjuntamente con las curvas de carga.

De cualquier forma, en cada curva de carga se deben diferenciar tres períodos de carga, máxima, media y mínima según lo expuesto en el numeral 10.2

10.2 Periodos de carga máxima, media y mínima

El OR debe determinar los períodos de carga máxima, media y mínima en función de la curva de carga típica que fue estimada para cada nivel de tensión.

Un criterio para determinar estos períodos de carga se basa en el porcentaje de carga que se presenta en el sistema en una hora particular, referida a la carga máxima de la curva de carga.

Los porcentajes recomendados para establecer estos períodos son los siguientes:

a) Período de carga máxima (x): horas en las cuales el porcentaje de carga es mayor al 85 % de la potencia máxima.

b) Período de carga media (z): horas en las cuales el porcentaje de carga es mayor al 48 % y menor o igual al 85 % de la potencia máxima.

c) Período de carga mínima (y): las demás horas del día no consideradas en los períodos de carga máxima y media.

No obstante lo anterior, el OR podrá definir los límites de porcentajes anteriormente recomendados según el comportamiento particular de sus sistema.

El número de períodos horarios resultantes dependerá de la forma de la curva de carga. Una curva de carga plana no debe tener diferenciación de cargo por hora porque el uso que hace un usuario del sistema durante cualquier hora del día no causa un esfuerzo adicional al mismo.

10.3 Cálculo de cargos horarios.

A partir del costo para cada OR en un mes y nivel de tensión determinados, el LAC calcula el cargo monomio por nivel de tensión y posteriormente los cargos monomios horarios, de acuerdo con la información entregada por el OR.

Los cargos para un nivel de tensión particular se calculan a partir del cargo acumulado, calculado para ese nivel de tensión, con las siguientes consideraciones:

a) Los costos que recupera la empresa utilizando los cargos monomios horarios son iguales a los que recupera con el cargo monomio. Para asegurar este efecto, los ingresos recibidos serán revisados y ajustados anualmente.

b) Los cargos monomios horarios son proporcionales a la potencia promedio de cada período de carga.

c) La magnitud de la energía de la hora i-ésima es igual a la magnitud de la potencia de la hora i-ésima (Pi) por tratarse de potencias promedios referidas a períodos de una hora.

d) Los cargos monomios horarios son proporcionales a la potencia promedio resultante, de acuerdo con las horas asignadas a cada período de carga.

Los cargos monomios horarios D_x,n,R,m,t, D_z,n,R,m,t y D_y,n,R,m,t se obtienen resolviendo el sistema de tres ecuaciones con tres incógnitas planteado en las siguientes expresiones:

Donde:

Hx, Hz y Hy:	Número de horas asociadas con cada uno de los períodos horarios, determinados por los OR, de acuerdo con el numeral 10.2. Hx para el período de carga máxima, Hz para el período de carga media y Hy para el período de carga mínima, en el nivel de tensión n
Px, Pz y Py:	Potencia resultante de promediar las potencias (Pi) asociadas con las horas asignadas a cada uno de los períodos de carga determinados por los OR, de acuerdo con el numeral 10.2. Px para el período de carga máxima, Pz para el período de carga media y Py para el período de carga mínima, en el nivel de tensión n.
Dx,n,j,m,t:	Cargo por uso para la franja de horas de carga máxima del OR j en el nivel de tensión n en el mes m del año t. En el caso de nivel de tensión 4 esta variable es igual a Dx,n,R,m,t.
Dz,n,j,m,t:	Cargo por uso para la franja de horas de carga media del OR j en el nivel de tensión n en el mes m del año t. En el caso de nivel de tensión 4 esta variable es igual a Dz,n,R,m,t
Dy,n,j,m,t:	Cargo por uso para la franja de horas de carga mínima del OR j en el nivel de tensión n en el mes m del año t. En el caso de nivel de tensión 4 esta variable es igual a Dy,n,R,m,t
Dt,n,j,m,t:	Cargo por uso del OR j en el nivel de tensión n en el mes m del año t. En el caso de nivel de tensión 4 esta variable es igual a Dt,n,R,m,t

CAPÍTULO 11.

CARGOS POR RESPALDO DE LA RED.

Cualquier usuario del SDL o STR con capacidad instalada igual o mayor al límite de capacidad establecida para ser considerado como usuario no regulado podrá contratar capacidad de respaldo de la red, en la cantidad que defina dicho usuario y sujeto a la disponibilidad técnica del OR.

Los usuarios del SDL o STR con capacidad instalada inferior que requieran respaldo de red no están sujetos al pago de la misma.

El costo de los cargos por respaldo es definido por el solicitante, cuando especifica la capacidad a respaldar, considerando el cargo del nivel de tensión donde se encuentre la conexión a ser respaldada, según la siguiente expresión:

Donde:

CRESPu,n:	Costo de respaldo de red del usuario u en el nivel de tensión n. En pesos.
CDn,j,m-1,t:	Cargo de nivel de tensión n (con n = 1, 2 o 3) del OR j en el mes m-1 del año t. El mes m es aquel en el que se firma el contrato de respaldo. Para el caso de nivel de tensión 4 es igual a CDn,R,m-1,t
Período:	Tiempo durante el cual se contrata el respaldo de red. El período mínimo es de un año calendario. El primer periodo de respaldo será igual a un año más los meses restantes del período anual en que se realice el contrato.
Consumou:	Es el consumo calculado, en kWh, que se efectuaría en caso de que el usuario se conectara y consumiera energía todo el período a la red, con base en la siguiente expresión:

Donde:

Pot_u: Potencia a respaldar, en kW, definida por el solicitante.

Los contratos que se suscriban deben tener en cuenta las siguientes consideraciones mínimas:

a) Capacidad de respaldo de red contratada y cálculo de la variable CRESP_u,n.

b) El OR será responsable por el suministro de energía hasta el límite de potencia acordada.

c) Independientemente del pago de respaldo, cuando el usuario del STR o SDL haga uso de la red pagará los cargos por uso que correspondan por la totalidad de la energía consumida.

d) Cuando la potencia máxima alcanzada por un usuario del STR o SDL supere la potencia respaldada y ponga en riesgo el suministro del servicio a otros usuarios o se supere más de seis veces durante seis meses consecutivos, el OR podrá instalar equipos para el control de la potencia máxima a ser entregada por la red. Los costos de suministro e instalación de estos equipos estarán a cargo del usuario del STR o SDL que incurrió en esta situación y su remuneración podrá ser acordada entre las partes en el contrato de respaldo que se suscriba.

e) Cuando el respaldo de red solicitado requiera una ampliación de la infraestructura disponible, el solicitante deberá asumir los costos asociados con dicha ampliación.

Durante los primeros diez días calendario de cada año el OR deberá informar al LAC la sumatoria de los ingresos recibidos durante el año anterior por este concepto, por cada nivel de tensión, calculados según la siguiente expresión:

Donde:

IRespaldoj,n,t:	Ingresos recibidos por parte del OR j en el nivel de tensión n por concepto de respaldo de red durante el año t.
CRESPu,n,t:	Costo de respaldo de red del usuario u en el nivel de tensión n, del año t. En pesos.
U:	Cantidad de usuarios u que pagaron al OR j cargos por respaldo durante el año t, en un mismo nivel de tensión n.

CAPÍTULO 12.

COSTOS ASOCIADOS CON MUNTS.

Los costos asociados con la migración de usuarios a niveles de tensión superiores se determinan según la siguiente expresión:

Donde:

CMUNTu,n:	Costo asociado con el cambio de nivel de tensión de la conexión del usuario u, a ser descontado del ingreso anual en el nivel de tensión n (con n =1, 2 o 3), en pesos
Dn,m:	Cargo por uso de sistemas de distribución Dtn,j,m,t, (con n= 1, 2 o 3), correspondiente al nivel de tensión n, donde está conectado originalmente el usuario, para el mes m.
DnS,m:	Cargo por uso de sistemas de distribución Dt4,r,m,t o Dtn,j,m,t, (con n= 2 o 3), correspondiente al nivel de tensión n superior, al cual se solicita la migración, del mes m en el que se realiza la solicitud de migración.
Consumou:	Consumo anual promedio, en kWh, del usuario que solicita la migración.
r:	Tasa de remuneración de la actividad de distribución.
P:	Número de años resultantes de la diferencia entre 5 y los años completos en los que se han aplicado los cargos aprobados con base en la presente resolución.

Durante los primeros 10 días calendario de cada año, para cada nivel de tensión, el OR debe reportar al LAC el valor de la variable IMunts_j,n,t, con base en la siguiente expresión.

Donde:

IMuntsj,n,t:	Ingresos recibidos por parte del OR j en el nivel de tensión n, con (n=1, 2 o 3), por concepto de migración de usuarios de este nivel de tensión a un nivel superior, durante el año.
CMUNTu,n,t:	Costo asociado con el cambio de nivel de tensión de la conexión del usuario u, a ser descontado del ingreso anual en el nivel de tensión n (con n =1, 2 o 3), del año t, en pesos
U:	Cantidad de usuarios u que migraron entre niveles en el sistema operado por el OR j durante el año t.

CAPÍTULO 13.

COSTOS DE TRANSPORTE DE ENERGÍA REACTIVA.

El costo del transporte de energía reactiva se efectuará con base en la siguiente expresión:

Donde:

CTERu,n,h,m,j:	Costo de transporte de energía reactiva en exceso sobre el límite asignado al usuario del STR o SDL u, en pesos, del nivel de tensión n, en la hora h del mes m, del sistema operado por el OR j.
ERu,h,m,j:	Cantidad de energía reactiva transportada en exceso sobre el límite asignado al usuario del STR o SDL u, en la hora h del mes m, en el sistema del OR j, en kVAr.
Dn,h,m:	Cargo por uso de sistemas de distribución para el transporte de energía reactiva. Es igual al cargo por uso del nivel de tensión n en la hora h del mes m que enfrenta un usuario conectado al sistema, cuando se registró el transporte de energía reactiva.

El cargo por uso aplicable para el pago del transporte de energía reactiva por parte del usuario del STR o SDL, independientemente que sea un OR, un generador, cogenerador, autogenerador o usuario final; será igual al cargo por uso de energía activa que enfrenta un usuario final en función del sistema y el nivel de tensión en el que se encuentre conectada la frontera. En el nivel de tensión 4 el cargo será igual al calculado para cargos por uso en el STR; en un SDL que sea parte de un ADD será el cargo único por nivel de tensión del ADD y para aquellos sistemas que no son parte de ADD el cargo por uso será el del OR respectivo.

M:	Variable asociada con el periodo mensual en el que se presenta el transporte de energía reactiva sobre el límite establecido, variando entre 4 y 12.

Cuando el transporte de energía reactiva en exceso sobre el límite se presente durante cualquier período horario en diez (10) días o menos en un mismo mes calendario, la variable M será igual a 4.

Cuando el transporte de energía reactiva en exceso sobre el límite se presente durante cualquier período horario en más de diez (10) días en un mismo mes calendario, la variable M será igual a 4 durante los primeros 12 meses en los que se presente esta condición y, a partir del décimo tercer mes de transporte de energía reactiva con la misma condición, esta variable se incrementará mensualmente en una unidad hasta alcanzar el valor de 12. Si en algún mes desaparece la condición, la variable reiniciará a partir de 4.

El pago del costo de transporte de energía reactiva se deberá efectuar cuando un OR o un usuario final se encuentren incursos en alguna de las siguientes condiciones:

a) Cuando la energía reactiva (kVArh) inductiva consumida por un OR sea mayor al cincuenta por ciento (50%) de la energía activa (kWh) que le es entregada en cada periodo horario. En este caso, para calcular el exceso de transporte de energía reactiva se deberá sumar la energía reactiva horaria de los puntos de frontera de su sistema, entendiéndose como punto frontera los puntos de conexión con otros sistemas (STN, OR) en un mismo nivel de tensión. El balance se calculará con base en las sumas aritméticas, considerando la dirección, de los flujos de energía activa y reactiva a través de dichos puntos de frontera. El pago se distribuirá entre los OR que transportan dicha energía reactiva a prorrata de la cantidad de kVAr transportados.

b) Cuando un usuario final registre en su frontera comercial un consumo de energía reactiva inductiva superior al cincuenta por ciento (50 %) de la energía activa (kWh) que le es entregada en cada periodo horario. En caso que la energía activa sea igual a cero en algún periodo y exista transporte de energía reactiva inductiva, el costo del transporte de energía reactiva se efectuará sobre la totalidad de energía reactiva registrada en dicho período.

c) Cuando se registre en una frontera comercial el transporte de energía reactiva capacitiva, independientemente del valor de energía activa, se cobrará el costo de transporte de energía reactiva sobre la totalidad de energía reactiva registrada, salvo que exista acuerdo entre las partes para permitir dicha situación.

El costo de transporte de energía reactiva en exceso será liquidado y facturado directamente por el OR que entrega la energía reactiva al OR que la consume o al comercializador que represente el usuario causante del transporte de energía reactiva, quien a su vez trasladará este cobro al usuario final.

El 50% de dichos valores deberán ser reportados anualmente al LAC para que sean restados de la liquidación de ingresos de que trata el capítulo 2.

Durante los primeros 10 días calendario de cada año, para cada nivel de tensión, el OR debe reportar al LAC el valor de la variable IReactiva_j,n,t, con base en la siguiente expresión.

Donde:

IReactivaj,n,t:	Ingresos a descontar al OR j en el nivel de tensión n por concepto de transporte de energía reactiva en exceso durante el año t.
CTERu,n,h,m,j,t-1:	Costo de transporte de energía reactiva en exceso sobre el límite asignado al usuario del STR o SDL u, en pesos, del nivel de tensión n, en la hora h del mes m, del sistema operado por el OR j.
U:	Cantidad de usuarios u que pagaron al OR j cargos por transporte de energía reactiva durante el año t, en un mismo nivel de tensión n.

CAPÍTULO 14.

UC PARA VALORACIÓN DE ACTIVOS NUEVOS.

En este capítulo se definen las UC de los STR y SDL para la valoración de las inversiones en todos los niveles de tensión a realizar durante el periodo tarifario.

Los costos ambientales y de servidumbres serán reportados y reconocidos anualmente según su ejecución.

Cuando existan activos con características técnicas distintas a las de las UC establecidas, los OR podrán solicitar a la Comisión la creación de UC especiales. La solicitud debe estar acompañada de las consideraciones técnicas que justifican la creación de la UC especial, el costo detallado de cada equipo que la compone y los costos de instalación asociados. Para adquisiciones directas se debe adjuntar tres cotizaciones de suministro e instalación de los equipos que la conforman y para adquisiciones a través de concursos abiertos o licitaciones se deben enviar los documentos que acreditan su realización incluyendo los pliegos de solicitudes, términos de referencia, etc.

14.1 UC de 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:

14.1.1 UC asociadas a subestaciones

a) Se considerarán como activos de conexión al STN las siguientes UC: la bahía de transformador con tensión mayor o igual a 220 kV, el transformador con una tensión primaria mayor o igual a 220 kV y secundaria cualquier tensión inferior a 220 kV y la bahía de transformador del lado de baja.

b) Pertenecen a nivel de tensión 4 todas las UC que sirven en forma exclusiva este nivel de tensión, tales como: bahías de líneas, líneas con tensiones de operación que pertenecen a este nivel de tensión, módulos comunes de este nivel de tensión, los módulos de barraje, módulos de compensación y las bahías de conexión correspondientes, bahías de maniobra, los transformadores con tensión primaria y secundaria en éste nivel de tensión y los activos de conexión al STN con tensión secundaria de nivel de tensión 4.

c) Para las UC de transformadores de potencia se define un componente de costo fijo de instalación y un componente de costo variable por MVA para cada tipo de transformador y nivel de tensión. El OR debe reportar para cada nivel de tensión el tipo de transformador con su capacidad asociada en MVA.

d) Se definen UC de equipos en niveles de tensión 4, 3 y 2, que corresponden a elementos no incluidos en las UC de subestaciones del respectivo nivel de tensión y que el OR puede reportar en forma separada, en caso de contar con estos equipos en su sistema.

e) Las bahías de conexión de equipos de compensación se asimilan a las UC de bahía de línea para la respectiva configuración y nivel de tensión.

f) El módulo común es el conjunto de equipos y obras comunes que sirven a la subestación en ese nivel de tensión y está compuesto por servicios auxiliares, malla de puesta a tierra y obras civiles no asociadas a una UC en particular.

g) Los elementos de protección de barras, sistemas de control y comunicaciones se reconocen como UC de centros de control.

h) El edificio de control se reconoce como una UC denominada casa de control.

i) La UC de módulo común se define en metros por bahía y por tanto, para calcular el valor del módulo común, primero se debe ubicar el tipo de módulo común al que pertenece una subestación y luego, multiplicar el número de bahías existentes en la subestación, por nivel de tensión, por el valor de la UC correspondiente. La cantidad de celdas no se considera para efectos de definir el tipo de módulo común de la subestación.

j) Se podrá reportar una UC de módulo común por cada nivel de tensión existente en la subestación.

k) En subestaciones con nivel de tensión 4, se definen dos grupos de UC de módulos comunes dependiendo de si se trata de subestaciones convencionales o encapsuladas así: módulo común tipo 1 para S/E de 1 a 4 bahías, módulo común tipo 2 para S/E de 5 a 8 bahías, módulo común tipo 3 para S/E de 9 a 12 bahías y módulo común tipo 4 para S/E con más de 12 bahías.

l) En subestaciones de nivel de tensión 4, las UC de módulo de barraje se asocian con el número de bahías de este nivel de tensión existentes en la subestación así: módulo de barraje tipo 1 para S/E de 1 a 4 bahías; módulo de barraje tipo 2 para S/E de 5 a 8 bahías; módulo de barraje tipo 3 para S/E de 9 a 12 bahías y módulo de barraje tipo 4 para S/E con más de 12 bahías.

m) En subestaciones con nivel de tensión 3, se definen 4 UC de modulo común por bahía: módulo común tipo 1 para S/E de 1 a 2 bahías, módulo común tipo 2 para S/E de 3 a 4 bahías, módulo común tipo 3 para S/E con más de 4 bahías y módulo común tipo 4 para S/E con celdas en el lado de alta y que no tienen bahías.

n) En subestaciones con nivel de tensión 2, se definen 4 UC de modulo común por bahía: módulo común tipo 1 para S/E de 1 a 3 bahías, módulo común tipo 2 para S/E de 4 a 6 bahías, módulo común tipo 3 para S/E con más de 6 bahías y módulo común tipo 4 para S/E tipo interior.

o) En subestaciones con nivel de tensión 3, las UC de módulo de barraje se asocian al número de bahías de este nivel de tensión existentes en la subestación así: módulo de barraje tipo 1 para S/E de 1 a 2 bahías; módulo de barraje tipo 2 para S/E de 3 a 4 bahías; módulo de barraje tipo 3 para S/E con más de 4 bahías.

p) En subestaciones con nivel de tensión 2, las UC de módulo de barraje se asocian al número de bahías o módulos de este nivel de tensión existentes en la subestación así: módulo de barraje tipo 1 para S/E de 1 a 2 bahías; módulo de barraje tipo 2 para S/E de 3 a 4 bahías; módulo de barraje Tipo 3 para S/E con más de 4 bahías.

q) El costo de la casa de control de la subestación se define en función del área resultante de la cantidad de bahías y celdas existentes en la subestación más las áreas generales de acuerdo con las áreas reconocidas conforme a la siguiente expresión:

Donde:

CECn,s:	Costo del edificio de control de la subestación s con nivel de tensión n en el lado de alta, (n = 3 o 4).
AGn,s:	Área general de la subestación s con nivel de tensión n en el lado de alta, (n = 3 o 4)
ABh:	Área reconocida para cualquier bahía de transformador o de línea de 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 $ 2.300.000/m2 ($ de diciembre de la fecha de corte)

r) El OR deberá reportar el área obtenida de la aplicación de la anterior fórmula para cada subestación que cuente con casa de control.

s) Las bahías de transformación, distintas a las asociadas con los transformadores de conexión al STN, se asocian con el nivel de tensión del secundario del transformador.

t) El costo de los transformadores tridevanados y sus bahías asociadas, se repartirá de la siguiente manera en los Niveles de Tensión:

Donde:

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.

u) En consideración a los estándares de calidad del servicio que debe cumplir el OR, se permite remunerar una celda de reserva existente por cada 6 celdas que estén en operación en las subestaciones donde se solicite el reconocimiento de dichos activos.

v) Cuando se encuentre que la asimilación de activos a UC efectuadas por los OR no se ajusta a los elementos y cantidades establecidas para la UC, porque los elementos existentes representan menos del 70 % del valor de la UC asimilada, la Comisión podrá valorar de manera independiente estos elementos.

14.1.2 UC asociadas a líneas

a) Para líneas subterráneas de niveles de tensión 4, 3 y 2 el OR debe reportar solamente una UC de canalización y por separado las respectivas UC de conductores de cada nivel de tensión.

b) Se definen UC de equipos en los niveles de 4, 3 y 2, que corresponden a elementos no incluidos en las UC de líneas del respectivo nivel de tensión y que el OR puede reportar en forma separada, en caso de contar con estos equipos en su sistema.

c) En el caso de líneas de niveles de tensión 3 y 2 sobrepuestas, se reconocerá el 100 % de la UC del nivel de tensión superior y el 60 % de la UC del nivel de tensión inferior. En el caso de líneas sobrepuestas del mismo nivel de tensión se reconoce el 100 % de la UC de mayores especificaciones y el 60 % de la UC con menores especificaciones.

d) Para las UC de líneas aéreas de nivel de tensión 2, 3 y 4 se deben reportar las estructuras de suspensión o de retención, las cuales ya incluyen el montaje, obra civil e ingeniería, así como todos los accesorios, puesta a tierra y los elementos requeridos para su normal funcionamiento. Adicional a lo anterior, se deberá declarar el conductor correspondiente, dependiendo de si se trata de líneas aéreas, compactas o subterráneas. Los conductores de redes subterráneas aislados a 44 kV deben reportarse como UC de conductor de 35 kV y se les reconocerá un ajuste del 17 %. Para esto se debe reportar el nivel de aislamiento real.

e) Para las líneas de niveles de tensión 4, 3 y 2 se deberán reportar los apoyos georreferenciados y seleccionar el tipo de conductor correspondiente de los tramos de la línea.

f) El costo anual equivalente de las UC correspondientes a la estación maestra de control, se distribuirá en igual proporción entre los niveles de tensión 4, 3 y 2.

g) La parte correspondiente de control y protección asociada a las bahías de línea y de transformación se encuentran en la UC de control.*

h) Se define el control de las subestaciones dependiendo del número de bahías que opera la subestación

i) Se define el valor de la estación de control maestra, de acuerdo con sus funcionalidades

j) Cuando se encuentre que la asimilación de activos a UC efectuadas por los OR no se ajusta a los elementos y cantidades establecidas para la UC, porque los elementos existentes representan menos del 70 % del valor de la UC asimilada, la Comisión podrá valorar de manera independiente estos elementos.

k) Para el reconocimiento de los costos asociados a las servidumbres de líneas, se reconocerá el mayor valor entre el catastral del terreno afectado y aquel consignado en la respectiva escritura pública que haya estado precedida por un proceso judicial y/o administrativo de imposición de servidumbre y/o de reconocimiento del respectivo derecho.

En este listado se establecen los costos de referencia para cada UC, para las UC de transformadores y equipos de compensación se establece adicionalmente el costo unitario de instalación.

Tabla 11 UC de módulos de transformador de conexión al STN y Otros

Tabla 12 UC de equipos de subestación de nivel de tensión 4

Tabla 13 UC de equipos de subestación de nivel de tensión 3

Tabla 14 UC de equipos de subestación de nivel de tensión 2.

Tabla 15 Unidades constructivas de líneas de nivel de tensión 4

Tabla 16 UC de líneas de nivel de tensión 3.

Tabla 17 UC de líneas de nivel de tensión 2.

Tabla 18 UC de transformadores de conexión al STN

Tabla 19 UC de transformadores de potencia de niveles de tensión 4, 3 y 2

Tabla 20 UC de equipos de nivel de tensión 4.

Tabla 21 UC de equipos de nivel de tensión 3.

Tabla 22 UC de equipos de nivel de tensión 2.

Tabla 23 Unidades constructivas de control, protección y comunicaciones

Tabla 24 Control de subestación y Estación Maestra

Tabla 25 Áreas reconocidas por componente para el edificio de control de las subestaciones

14.2 costos 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 26 Costo apoyos nivel de tensión 1

Tabla 27 Costo conductores nivel de tensión 1 para red urbana

Tabla 28 Costo conductores nivel de tensión 1 para red rural

Tabla 29 Costo conductores nivel de tensión 1 para red subterránea

Tabla 30 Costo instalado de transformadores urbanos de nivel de tensión 1

Tabla 31 Costo instalado de transformadores rurales de nivel de tensión 1]

Tabla 32 Costo instalado de canalizaciones [$ dic 2015]

Tabla 33 Costo otros elementos [$ Dic 2015]

Las cajas de derivación de acometidas se reconocen únicamente en redes aéreas con conductor trenzado, se asocia una sola caja por transformador.

14.3 CATEGORIAS DE UNIDADES CONSTRUCTIVAS

Para la clasificación de las UC de los niveles de tensión 4, 3 y 2, establecidas en este capítulo, se deben utilizar las siguientes categorías:

Tabla 34 Unidades constructivas de la categoría de transformadores de potencia

Tabla 35 Unidades constructivas de la categoría de bahías y celdas

Tabla 36 Unidades constructivas de la categoría de equipos de control, protección y comunicaciones

Tabla 37 Unidades constructivas de la categoría de equipos de subestación

Tabla 38 Unidades constructivas de la categoría de otros activos de subestación

Tabla 39 Unidades constructivas de la categoría de centros de control

Tabla 40 Unidades constructivas de la categoría de líneas aéreas

Tabla 41 Unidades constructivas de la categoría de líneas subterráneas

Tabla 42 Unidades constructivas de la categoría de equipos de línea

Para la clasificación de los circuitos de nivel de tensión 1 se deben utilizar las siguientes categorías:

Tabla 43 Clasificación de activos de nivel de tensión 1

CAPÍTULO 15.

UC PARA VALORACIÓN DE ACTIVOS BRA INICIAL.

Para la valoración de los activos construidos a partir de enero de 2008 y hasta la fecha de corte, que hacen parte de la BRA inicial, se utilizan las UC y los valores definidos en este capítulo.

15.1 UC de NIVELES DE TENSIÓN 4, 3 Y 2

En este listado se establecen los costos y la vida útil para las UC de los niveles de tensión 4, 3 y 2.

Tabla 44 UC de módulos de transformador de conexión al STN

Tabla 45 UC de equipos de subestación de nivel de tensión 4

Tabla 46 UC de equipos de subestación de nivel de tensión 3

Tabla 47 UC de equipos de subestación de nivel de tensión 2.

Tabla 48 UC de líneas de nivel de nivel de tensión 4

Tabla 49 UC de líneas de nivel de tensión 3

Tabla 50 UC de líneas de nivel de tensión 2.

Tabla 51 UC de transformadores de conexión al STN

Tabla 52 UC de transformadores de potencia

Tabla 53 UC de equipos de compensación

Tabla 54 UC de centros de control y calidad

El tipo de centro de control se define de acuerdo con la siguiente clasificación:

Tabla 55 Clasificación centros de control

El OR deberá calcular el número de señales a partir de su inventario de activos, asignando a cada una de las UC relacionadas en la Tabla 48 con las que cuente el OR el número de señales por UC indicado.

Tabla 56 UC de equipos de nivel de tensión 4

Tabla 57 UC de equipos de nivel de tensión 3

Tabla 58 UC de equipos de nivel de tensión 2.

Tabla 59 Áreas típicas reconocidas para terrenos de las UC

Tabla 60 Área reconocida por componente para el edificio de control de subestaciones

Tabla 61 Señales por unidad constructiva

15.2 categorias de unidades constructivas

Para la clasificación de las UC de los niveles de tensión 4, 3 y 2, establecidas en este capítulo, se deben utilizar las siguientes categorías:

Tabla 62 Unidades constructivas de la categoría de transformadores de potencia

Tabla 63 Unidades constructivas de la categoría de compensaciones

Tabla 64 Unidades constructivas de la categoría de bahías y celdas

Tabla 65 Unidades constructivas de la categoría de equipos de control y comunicaciones

Tabla 66 Unidades constructivas de la categoría de equipos de subestación

Tabla 67 Unidades constructivas de la categoría de otros activos de subestación

Tabla 68 Unidades constructivas de la categoría de centros de control

Tabla 69 Unidades constructivas de la categoría de líneas aéreas

Tabla 70 Unidades constructivas de la categoría de líneas subterráneas

Tabla 71 Unidades constructivas de la categoría de equipos de línea

Para la clasificación de los circuitos de nivel de tensión 1 se deben utilizar las siguientes categorías:

Tabla 72 Clasificación de activos de nivel de tensión 1

CAPÍTULO 16.

REMUERACIÓN DE PROYECTOS DE EXPANSIÓN DE COBERTURA EN ZONAS INTERCONECTABLES.

De acuerdo con las obligaciones señaladas en el Decreto 1623 de 2015 a continuación se establecen las reglas para la remuneración de proyectos de expansión de cobertura en zonas interconectables al SIN de los OR.

16.1 Alcance

Las reglas contenidas en este capítulo serán aplicables aquellos proyectos de expansión de cobertura que presenten los OR con propósito de interconectar usuarios ubicados en zonas interconectables como se definen en el Decreto 1623 de 2015 y que se encuentren identificados por la Unidad de Planeación Minero Energética en el último Plan Indicativo de Expansión de Cobertura de Energía Eléctrica, PIEC, vigente.

16.2 Criterios para la presentación de los proyectos

Los criterios para la presentación de los proyectos de expansión de cobertura para su remuneración son los siguientes:

a) El OR presentará un plan anual de expansión de cobertura de su mercado de comercialización que incluya los proyectos que hacen parte del último PIEC.

b) Los proyectos presentados solo pueden incluir activos de uso asimilados a las UC definidas en el capítulo 14.

c) No se deben incluir activos empleados exclusivamente para la prestación del servicio de alumbrado público.

d) El OR deberá valorar de forma separada cada proyecto de expansión de cobertura de su plan empleando las unidades constructivas del capítulo 14.

e) Los proyectos deberán incluir la instalación de sistemas de medición en los niveles de tensión 2 y 3 que permitan determinar la energía de entrada y realizar balances de energía a cada uno de los proyectos además de medidores en los transformadores de distribución. Estos activos no podrán hacer parte del plan de inversiones de que trata el capítulo 7.

f) El OR deberá suministrar toda la información necesaria de los proyectos para su valoración, priorización y su remuneración.

16.3 Priorización de proyectos

Los proyectos presentados por los OR serán priorizados de acuerdo con los criterios que defina el Ministerio de Minas y Energía, MME.

En la remuneración se incluirán los proyectos considerando el máximo incremento tarifario establecido por el MME, aquellos proyectos no incluidos en la remuneración serán remitidos al MME, en cumplimiento del Decreto 1623 de 2015.

16.4 Solicitud anual de remuneración

Los OR deben presentar los proyectos de expansión de cobertura del primer año en la solicitud inicial y el último día hábil del mes de agosto de cada año debe presentar los proyectos de expansión de cobertura del año siguiente.

En circular aparte la Comisión establecerá el procedimiento y formato de solicitud de remuneración, como mínimo la solicitud debe incluir:

a) Listado de proyectos.

b) Listado de unidades constructivas que conforman cada proyecto.

c) Valoración del proyecto con las UC definidas en el capítulo 14.

d) Código de la subestación, alimentador y nodo eléctrico en donde se planea conectar el proyecto.

e) Número de usuarios potenciales y proyección de demanda a atender.

f) Ubicación geográfica de los usuarios potenciales.

g) Las demás que la circular señale.

16.5 Valoración de los proyectos

La valoración de los proyectos de expansión de cobertura se calculará de la siguiente forma:

IEXCp,j,t:	Valor de la inversión asociada al proyecto p de expansión de cobertura del OR j para el año t.
IEXCp,j,n,l,t:	Valor del proyecto de expansión p del OR j en el nivel de tensión n en la categoría l para el año t.
Lp,j,t:	Número total de categorías l incluidas en proyecto de expansión de cobertura p del OR j para el año t.
Np,j,t:	Número total de niveles de tensión del proyecto de expansión de cobertura p del OR j para el año t.

La variable IEXC_p,j,n,l,t se calcula de la siguiente forma:

Donde:

IEXCp,j,n,l,t:	Valor del proyecto de expansión p del OR j en el nivel de tensión n en la categoría l para el año t.
UCPp,j,n,l,t:	Número de UC incluidas en el proyecto de expansión p del OR j en el nivel de tensión n en la categoría de activos l durante el año t. No se incluyen las UC que fueron trasladadas y siguen en operación.
FTRi:	Factor que remunera el costo adicional por personal y transporte de la unidad constructiva i. Para los niveles de tensión 1 y 2 corresponde a 1,08, mientras que para los niveles de tensión 3 y 4 es 1.
CRi:	Valor de la UC i, definido en el capítulo 15.
PUi:	Fracción del costo de la UC i que es reconocida mediante cargos por uso.
RPPi:	Fracción 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, el cual a su vez fue modificado por el artículo 99 de la Ley 1450 de 2011.

16.6 Obligaciones de los OR

Frente a los proyectos de expansión de cobertura puestos en operación por los OR, estos deben:

a) Realizar el reporte anual de las unidades constructivas de los proyectos.

b) Incluir en el sistema de información geográfica los proyectos puestos en operación, como mínimo con las características técnicas de los apoyos, líneas y transformadores de distribución. La georreferenciación de la infraestructura deberá incluir la totalidad de las redes de nivel de tensión 1.

c) La información georreferenciada se debe mantener actualizada.

En caso que el OR no reporte la información de los proyectos en operación no podrá solicitar la remuneración de nuevos proyectos.

16.7 Cálculo del incremento TARIFARIO

Para establecer los proyectos de expansión de cobertura que se incluirán en el cargo que remunera la actividad de distribución de energía eléctrica, la Comisión priorizará los proyectos presentados por los OR de acuerdo con los criterios que señale el MME e incluirá en la variable IAEC_j,n,l,t los proyectos priorizados sin que se supere el valor del máximo incremento tarifario establecido.

El valor total de los proyectos de expansión de cobertura aprobados se calculará de la siguiente forma:

IAECj,n,l,t:	Inversión aprobada en proyectos de expansión de cobertura del OR j en el nivel de tensión n en la categoría de activos l para el año t.
IEXCp,j,n,l,t:	Valor del proyecto de expansión p del OR j en el nivel de tensión n en la categoría l para el año t.
PECj,n,l,t:	Número de proyectos aprobados al OR j en el nivel de tensión n en la categoría de activos l durante el año t. Solamente se incluyen los proyectos priorizados que no implican superar el máximo incremento tarifario establecido por el MME. No se incluyen las UC que fueron trasladadas y siguen en operación.

El valor total de los proyectos de expansión de cobertura puestos en operación se calculará de la siguiente forma:

IRECj,n,l,t:	Inversión en activos puestos en operación en los proyectos de expansión de cobertura del OR j en el nivel de tensión n en la categoría de activos l para el año t de acuerdo con el capítulo 16.
UCPRp,j,n,l,t:	Número de UC puestas en operación en los proyectos de expansión de cobertura del OR j en el nivel de tensión n en la categoría de activos l durante el año t. No se incluyen las UC que fueron trasladadas y siguen en operación.
FTRi:	Factor que remunera el costo adicional por personal y transporte de la unidad constructiva i. Para los niveles de tensión 1 y 2 corresponde a 1,08, mientras que para los niveles de tensión 3 y 4 es 1.
CRi:	Valor de la UC i, definido en el capítulo 15.
PUi:	Fracción del costo de la UC i que es reconocida mediante cargos por uso.
RPPi:	Fracción 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, el cual a su vez fue modificado por el artículo 99 de la Ley 1450 de 2011.

16.8 Formato de reporte de información

La CREG en circular aparte, publicará el contenido del informe, los formatos y el procedimiento de reporte de los proyectos de expansión de cobertura para los que se solicita su remuneración y de aquellos puestos en operación.

CAPÍTULO 17.

INFORMACIÓN PARA LA SOLICITUD DE INGRESOS.

A continuación se establece el contenido mínimo del plan de inversión que los OR deben presentar en su solicitud de remuneración, la Comisión en circular aparte publicará los formatos y el procedimiento de reporte.

17.1 Diagnóstico

El OR deberá suministrar la siguiente información de su sistema para los años 2014 y 2015:

a) Usuarios: número de usuarios clasificados como residenciales, no residenciales, rurales y urbanos.

b) Demanda de energía (MWh): demanda de energía de usuarios residenciales, no residenciales, regulados, no regulados, máxima y mínima del sistema.

c) Demanda de potencia (MVA): demanda máxima y mínima de potencia presente en el sistema.

d) Líneas: kilómetros de líneas clasificadas por nivel de tensión, por estructura en áreas y subterráneas y por ubicación en urbanas y rurales.

e) Subestaciones: cantidad de subestaciones y capacidad de transformación clasificadas por nivel de tensión más alto presente en la subestación.

f) Generación: cantidad y potencia instalada de generadores, cogeneradores y autogeneradores en el STR y SDL.

g) Pérdidas: porcentaje de pérdidas totales del mercado y en el nivel de tensión 1. Los índices de pérdidas debe calcularse de acuerdo con el procedimiento definido en la Circular CREG 032 de 2014.

h) Nivel de cobertura.

i) Área geográfica atendida.

j) Diagrama unifilar del sistema.

En el caso de la evolución de la demanda de energía, el OR debe suministrar los valores para los últimos de 5 años.

17.2 INFORMACIÓN DE AOM

El OR deberá entregar la información requerida para calcular las variables definidas en el capítulo 4, para cada año de 2009 a 2014. Entre otras, la relacionada con las siguientes variables:

a) AOM demostrado, en pesos corrientes y el porcentaje de AOM demostrado

b) Porcentaje de AOM a reconocer y evidencia de su reporte

c) Costos de reposición del inventario reconocido de activos, aprobado en la resolución particular

d) Costo de reposición, en pesos corrientes del respectivo año, utilizado para determinar el porcentaje de AOM demostrado

17.3 Proyectos de inversión motivados en la atención de demanda

Para los proyectos de inversión tipo I y II, en el plan de inversión se debe incluir, como mínimo, la siguiente información:

a) Características y condiciones del mercado de comercialización a la fecha de presentación del plan de inversión. Se deben indicar como mínimo: la cantidad de usuarios, infraestructura empleada, demanda de energía, condiciones de cargabilidad, pérdidas de energía y demás necesarias para caracterizar el mercado.

b) Supuestos empleados para los análisis de evolución del mercado en el horizonte de planeación.

c) Los criterios técnicos y consideraciones ambientales empleados.

d) Los riesgos y factores externos identificados.

e) Descripción de la metodología de planeación y priorización de proyectos de inversión.

f) Para las subestaciones de los niveles de tensión 4, 3 y 2, información de la capacidad instalada, capacidad en firme, demanda máxima, proyección del periodo en el cual la demanda va a superar la capacidad de la subestación, etc.

g) Las metas de expansión acordes con los proyectos de inversión incluidos en el plan.

h) Lista y descripción de los proyectos de inversión identificados, valorados y priorizados que serán ejecutados en cada año tarifario.

i) Inventario y valoración de cada proyecto asimilado a las UC definidas en el capítulo 14, demanda adicional a atender y costo medio del proyecto.

j) Costo total de las inversiones tipo I, su impacto en el costo de prestación del servicio y como porcentaje de la BRA.

k) Costos de administración, operación y mantenimiento, AOM, adicionales asociados con cada proyecto.

l) Costos totales de AOM asociados con los proyectos de inversión tipo II.

m) Identificación, descripción y valoración de las inversiones asociadas al cumplimiento de los planes de ordenamiento territorial asimiladas a las UC definidas en el capítulo 14.

La información debe ser suministrada de acuerdo con los formatos que la Comisión establezca en circular aparte.

17.4 Proyectos de inversión no motivados en la atención de demanda

17.4.1 Proyectos de inversión tipo III

Los proyectos de inversión tipo III deben incluir, como mínimo, la siguiente información:

a) El OR deberá presentar un resumen de la metodología empleada para la definición de los requerimientos de inversiones en reposición de activos. Este resumen debe contener como mínimo la metodología, la información utilizada, los supuestos, criterios de identificación de alternativas y principales variables empleadas.

b) Perfil de antigüedad para cada categoría de activos del sistema del OR.

c) Análisis de riegos y vulnerabilidad para cada categoría de activos del sistema del OR.

d) El análisis de priorización de los proyectos de reposición identificados por el OR, este análisis deberá presentarse para cada grupo de activos.

e) Lista y descripción de los proyectos de inversión identificados, valorados y priorizados que serán ejecutados en cada año tarifario.

f) Inventario y valoración de cada proyecto asimilado a las UC definidas en el capítulo 14.

g) Costo total del grupo de proyectos de inversión en reposición, su impacto en el costo de prestación del servicio y como porcentaje de la BRA.

h) Beneficios totales en reducción de costos de AOM por la reposición de activos en el sistema del OR.

17.4.2 Proyectos de inversión tipo IV

Los proyectos de inversión tipo IV deben incluir, como mínimo, la siguiente información:

a) Listado y descripción de cada uno de los proyectos a ejecutar durante cada año del periodo tarifario.

b) Inventario y valoración de cada proyecto asimilado a las UC definidas por la Comisión en el capítulo 14.

17.5 Sistema de gestión de activos

El OR debe presentar un resumen de la metodología actualmente empleada para la gestión de sus activos, las prácticas y políticas de reposición de cada grupo de activos utilizada actualmente, la información utilizada para la planeación de las inversiones en reposición y mantenimiento de activos.

CAPÍTULO 18.

ÍNDICES DE RIESGO POR MUNICIPIO.

CODIGO DANE	DEPTO	MUNICIPIO	IRF
91263	AMAZONAS	EL ENCANTO	21,69
91405	AMAZONAS	LA CHORRERA	23,64
91407	AMAZONAS	LA PEDRERA	22,41
91430	AMAZONAS	LA VICTORIA	23,09
91001	AMAZONAS	LETICIA	19,31
91460	AMAZONAS	MIRITI-PARANA	23,15
91530	AMAZONAS	PUERTO ALEGRIA	24,21
91536	AMAZONAS	PUERTO ARICA	21,96
91540	AMAZONAS	PUERTO NARIÑO	18,44
91669	AMAZONAS	PUERTO SANTANDER	31,10
91798	AMAZONAS	TARAPACA	18,56
5002	ANTIOQUIA	ABEJORRAL	24,08
5004	ANTIOQUIA	ABRIAQUI	24,02
5021	ANTIOQUIA	ALEJANDRIA	50,49
5030	ANTIOQUIA	AMAGA	57,64
5031	ANTIOQUIA	AMALFI	38,89
5034	ANTIOQUIA	ANDES	46,86
5036	ANTIOQUIA	ANGELOPOLIS	55,54
5038	ANTIOQUIA	ANGOSTURA	36,81
5040	ANTIOQUIA	ANORI	51,42
5044	ANTIOQUIA	ANZA	33,75
5045	ANTIOQUIA	APARTADO	39,34
5051	ANTIOQUIA	ARBOLETES	45,36
5055	ANTIOQUIA	ARGELIA	56,29
5059	ANTIOQUIA	ARMENIA	36,51
5079	ANTIOQUIA	BARBOSA	39,93
5088	ANTIOQUIA	BELLO	28,47
5086	ANTIOQUIA	BELMIRA	22,18
5091	ANTIOQUIA	BETANIA	40,00
5093	ANTIOQUIA	BETULIA	48,81
5107	ANTIOQUIA	BRICEÑO	49,85
5113	ANTIOQUIA	BURITICA	22,83
5120	ANTIOQUIA	CACERES	70,72
5125	ANTIOQUIA	CAICEDO	23,68
5129	ANTIOQUIA	CALDAS	52,50
5134	ANTIOQUIA	CAMPAMENTO	40,13
5138	ANTIOQUIA	CAÑASGORDAS	36,94
5142	ANTIOQUIA	CARACOLI	47,45
5145	ANTIOQUIA	CARAMANTA	41,08
5147	ANTIOQUIA	CAREPA	41,94
5148	ANTIOQUIA	CARMEN D VIBORAL	28,75
5150	ANTIOQUIA	CAROLINA	46,02
5154	ANTIOQUIA	CAUCASIA	55,77
5172	ANTIOQUIA	CHIGORODO	48,05
5190	ANTIOQUIA	CISNEROS	63,82
5101	ANTIOQUIA	BOLIVAR	47,08
5197	ANTIOQUIA	COCORNA	57,71
5206	ANTIOQUIA	CONCEPCION	37,11
5209	ANTIOQUIA	CONCORDIA	42,28
5212	ANTIOQUIA	COPACABANA	27,70
5234	ANTIOQUIA	DABEIBA	24,69
5237	ANTIOQUIA	DON MATIAS	40,64
5240	ANTIOQUIA	EBEJICO	33,97
5250	ANTIOQUIA	EL BAGRE	66,03
5264	ANTIOQUIA	ENTRERRIOS	21,81
5266	ANTIOQUIA	ENVIGADO	35,94
5282	ANTIOQUIA	FREDONIA	57,33
5284	ANTIOQUIA	FRONTINO	43,85
5306	ANTIOQUIA	GIRALDO	25,77
5308	ANTIOQUIA	GIRARDOTA	31,56
5310	ANTIOQUIA	GOMEZ PLATA	45,94
5313	ANTIOQUIA	GRANADA	40,00
5315	ANTIOQUIA	GUADALUPE	41,05
5318	ANTIOQUIA	GUARNE	24,83
5321	ANTIOQUIA	GUATAPE	55,97
5347	ANTIOQUIA	HELICONIA	51,45
5353	ANTIOQUIA	HISPANIA	42,94
5360	ANTIOQUIA	ITAGUI	36,01
5361	ANTIOQUIA	ITUANGO	31,06
5364	ANTIOQUIA	JARDIN	49,17
5368	ANTIOQUIA	JERICO	41,99
5376	ANTIOQUIA	LA CEJA	30,31
5380	ANTIOQUIA	LA ESTRELLA	45,42
5390	ANTIOQUIA	LA PINTADA	33,63
5400	ANTIOQUIA	LA UNION	41,43
5411	ANTIOQUIA	LIBORINA	22,80
5425	ANTIOQUIA	MACEO	53,38
5440	ANTIOQUIA	MARINILLA	27,68
5001	ANTIOQUIA	MEDELLIN	28,30
5467	ANTIOQUIA	MONTEBELLO	29,72
5475	ANTIOQUIA	MURINDO	50,68
5480	ANTIOQUIA	MUTATA	54,02
5483	ANTIOQUIA	NARIÑO	62,70
5495	ANTIOQUIA	NECHI	67,90
5490	ANTIOQUIA	NECOCLI	51,51
5501	ANTIOQUIA	OLAYA	21,13
5541	ANTIOQUIA	PEÑOL	28,21
5543	ANTIOQUIA	PEQUE	26,80
5576	ANTIOQUIA	PUEBLORRICO	42,64
5579	ANTIOQUIA	PUERTO BERRIO	73,10
5585	ANTIOQUIA	PTO NARE	55,04
5591	ANTIOQUIA	PUERTO TRIUNFO	61,31
5604	ANTIOQUIA	REMEDIOS	64,92
5607	ANTIOQUIA	RETIRO	30,24
5615	ANTIOQUIA	RIONEGRO	27,63
5628	ANTIOQUIA	SABANALARGA	19,03
5631	ANTIOQUIA	SABANETA	45,68
5642	ANTIOQUIA	SALGAR	46,87
5647	ANTIOQUIA	SAN ANDRES	26,34
5649	ANTIOQUIA	SAN CARLOS	69,73
5652	ANTIOQUIA	SAN FRANCISCO	82,26
5656	ANTIOQUIA	SAN JERONIMO	27,95
5658	ANTIOQUIA	SN JSE D MONTAÑA	22,47
5659	ANTIOQUIA	SN JUAN DE URABA	54,15
5660	ANTIOQUIA	SAN LUIS	63,65
5664	ANTIOQUIA	SAN PEDRO	19,22
5665	ANTIOQUIA	SN PEDRO D URABA	35,14
5667	ANTIOQUIA	SAN RAFAEL	71,38
5670	ANTIOQUIA	SAN ROQUE	53,60
5674	ANTIOQUIA	SAN VICENTE	25,28
5679	ANTIOQUIA	SANTA BARBARA	31,22
5042	ANTIOQUIA	ANTIOQUIA	17,92
5686	ANTIOQUIA	STA ROSA DE OSOS	24,31
5690	ANTIOQUIA	SANTO DOMINGO	54,23
5697	ANTIOQUIA	SANTUARIO	32,36
5736	ANTIOQUIA	SEGOVIA	65,03
5756	ANTIOQUIA	SONSON	33,32
5761	ANTIOQUIA	SOPETRAN	25,87
5789	ANTIOQUIA	TAMESIS	41,01
5790	ANTIOQUIA	TARAZA	70,75
5792	ANTIOQUIA	TARSO	40,10
5809	ANTIOQUIA	TITIRIBI	36,71
5819	ANTIOQUIA	TOLEDO	28,19
5837	ANTIOQUIA	TURBO	48,00
5842	ANTIOQUIA	URAMITA	30,41
5847	ANTIOQUIA	URRAO	31,33
5854	ANTIOQUIA	VALDIVIA	67,89
5856	ANTIOQUIA	VALPARAISO	32,61
5858	ANTIOQUIA	VEGACHI	50,52
5861	ANTIOQUIA	VENECIA	59,41
5873	ANTIOQUIA	VIGIA DEL FUERTE	48,88
5885	ANTIOQUIA	YALI	37,75
5887	ANTIOQUIA	YARUMAL	32,54
5890	ANTIOQUIA	YOLOMBO	41,23
5893	ANTIOQUIA	YONDO	52,01
5895	ANTIOQUIA	ZARAGOZA	61,81
81001	ARAUCA	ARAUCA	22,85
81065	ARAUCA	ARAUQUITA	21,41
81220	ARAUCA	CRAVO NORTE	24,85
81300	ARAUCA	FORTUL	24,44
81591	ARAUCA	PUERTO RONDON	22,03
81736	ARAUCA	SARAVENA	31,99
81794	ARAUCA	TAME	24,93
8078	ATLANTICO	BARANOA	33,50
8001	ATLANTICO	BARRANQUILLA	27,25
8137	ATLANTICO	CAMPO DE LA CRUZ	34,61
8141	ATLANTICO	CANDELARIA	33,39
8296	ATLANTICO	GALAPA	38,05
8372	ATLANTICO	JUAN DE ACOSTA	21,97
8421	ATLANTICO	LURUACO	27,65
8433	ATLANTICO	MALAMBO	15,35
8436	ATLANTICO	MANATI	33,40
8520	ATLANTICO	PALMAR DE VARELA	30,45
8549	ATLANTICO	PIOJO	25,51
8558	ATLANTICO	POLONUEVO	31,79
8560	ATLANTICO	PONEDERA	29,40
8573	ATLANTICO	PUERTO COLOMBIA	31,38
8606	ATLANTICO	REPELON	25,61
8634	ATLANTICO	SABANAGRANDE	21,36
8638	ATLANTICO	SABANALARGA	33,81
8675	ATLANTICO	SANTA LUCIA	38,43
8685	ATLANTICO	SANTO TOMAS	30,42
8758	ATLANTICO	SOLEDAD	27,24
8770	ATLANTICO	SUAN	37,35
8832	ATLANTICO	TUBARA	22,01
8849	ATLANTICO	USIACURI	33,20
13006	BOLIVAR	ACHI	66,00
13030	BOLIVAR	ALTOS DEL ROSARIO	45,44
13042	BOLIVAR	ARENAL	34,80
13052	BOLIVAR	ARJONA	48,66
13062	BOLIVAR	ARROYOHONDO	38,31
13074	BOLIVAR	BARRANCO DE LOBA	66,17
13140	BOLIVAR	CALAMAR	26,87
13160	BOLIVAR	CANTAGALLO	58,62
13001	BOLIVAR	CARTAGENA	32,81
13188	BOLIVAR	CICUCO	42,79
13222	BOLIVAR	CLEMENCIA	39,87
13212	BOLIVAR	CORDOBA	25,82
13244	BOLIVAR	CARMEN D BOLIVAR	36,13
13248	BOLIVAR	EL GUAMO	36,94
13268	BOLIVAR	EL PEÑON	50,79
13300	BOLIVAR	HATILLO DE LOBA	67,90
13430	BOLIVAR	MAGANGUE	37,29
13433	BOLIVAR	MAHATES	50,77
13440	BOLIVAR	MARGARITA	47,27
13442	BOLIVAR	MARIA LA BAJA	55,62
13468	BOLIVAR	MOMPOS	49,93
13458	BOLIVAR	MONTECRISTO	88,32
13473	BOLIVAR	MORALES	36,68
13490	BOLIVAR	NOROSI	46,95
13549	BOLIVAR	PINILLOS	53,75
13580	BOLIVAR	REGIDOR	63,21
13600	BOLIVAR	RIO VIEJO	59,43
13620	BOLIVAR	SAN CRISTOBAL	29,76
13647	BOLIVAR	SAN ESTANISLAO	21,37
13650	BOLIVAR	SAN FERNANDO	47,71
13654	BOLIVAR	SAN JACINTO	40,49
13655	BOLIVAR	SAN JACINTO DEL CAUCA	82,08
13657	BOLIVAR	SAN JUAN NEPOMUCENO	44,22
13667	BOLIVAR	SAN MARTIN DE LOBA	67,88
13670	BOLIVAR	SAN PABLO	56,92
13673	BOLIVAR	SANTA CATALINA	31,90
13683	BOLIVAR	SANTA ROSA	41,72
13688	BOLIVAR	STA ROSA DEL SUR	43,37
13744	BOLIVAR	SIMITI	41,98
13760	BOLIVAR	SOPLAVIENTO	21,42
13780	BOLIVAR	TALAIGUA NUEVO	42,87
13810	BOLIVAR	TIQUISIO	51,62
13836	BOLIVAR	TURBACO	26,76
13838	BOLIVAR	TURBANA	27,17
13873	BOLIVAR	VILLANUEVA	29,75
13894	BOLIVAR	ZAMBRANO	28,49
15022	BOYACA	ALMEIDA	5,02
15047	BOYACA	AQUITANIA	-4,63
15051	BOYACA	ARCABUCO	18,41
15087	BOYACA	BELEN	8,73
15090	BOYACA	BERBEO	15,58
15092	BOYACA	BETEITIVA	8,89
15097	BOYACA	BOAVITA	8,84
15104	BOYACA	BOYACA	6,31
15106	BOYACA	BRICEÑO	52,86
15109	BOYACA	BUENAVISTA	25,15
15114	BOYACA	BUSBANZA	6,17
15131	BOYACA	CALDAS	22,68
15135	BOYACA	CAMPOHERMOSO	24,68
15162	BOYACA	CERINZA	10,53
15172	BOYACA	CHINAVITA	8,52
15176	BOYACA	CHIQUINQUIRA	23,03
15232	BOYACA	CHIQUIZA	15,89
15180	BOYACA	CHISCAS	17,75
15183	BOYACA	CHITA	-2,06
15185	BOYACA	CHITARAQUE	44,63
15187	BOYACA	CHIVATA	11,78
15236	BOYACA	CHIVOR	12,17
15189	BOYACA	CIENEGA	15,26
15204	BOYACA	COMBITA	13,42
15212	BOYACA	COPER	64,13
15215	BOYACA	CORRALES	6,48
15218	BOYACA	COVARACHIA	18,43
15223	BOYACA	CUBARA	41,18
15224	BOYACA	CUCAITA	12,26
15226	BOYACA	CUITIVA	1,44
15238	BOYACA	DUITAMA	9,87
15244	BOYACA	EL COCUY	8,75
15248	BOYACA	EL ESPINO	18,24
15272	BOYACA	FIRAVITOBA	8,28
15276	BOYACA	FLORESTA	7,05
15293	BOYACA	GACHANTIVA	28,54
15296	BOYACA	GAMEZA	1,50
15299	BOYACA	GARAGOA	16,03
15317	BOYACA	GUACAMAYAS	18,07
15322	BOYACA	GUATEQUE	14,05
15325	BOYACA	GUAYATA	14,08
15332	BOYACA	GUICAN	10,48
15362	BOYACA	IZA	2,24
15367	BOYACA	JENESANO	13,45
15368	BOYACA	JERICO	-3,67
15380	BOYACA	LA CAPILLA	14,18
15403	BOYACA	LA UVITA	8,04
15401	BOYACA	LA VICTORIA	64,29
15377	BOYACA	LABRANZAGRANDE	17,60
15425	BOYACA	MACANAL	15,42
15442	BOYACA	MARIPI	31,66
15455	BOYACA	MIRAFLORES	16,00
15464	BOYACA	MONGUA	-1,87
15466	BOYACA	MONGUI	4,95
15469	BOYACA	MONIQUIRA	50,40
15476	BOYACA	MOTAVITA	10,72
15480	BOYACA	MUZO	62,18
15491	BOYACA	NOBSA	9,96
15494	BOYACA	NUEVO COLON	11,95
15500	BOYACA	OICATA	13,65
15507	BOYACA	OTANCHE	72,93
15511	BOYACA	PACHAVITA	5,22
15514	BOYACA	PAEZ	21,69
15516	BOYACA	PAIPA	12,10
15518	BOYACA	PAJARITO	36,01
15522	BOYACA	PANQUEBA	13,11
15531	BOYACA	PAUNA	34,87
15533	BOYACA	PAYA	20,03
15537	BOYACA	PAZ DE RIO	12,29
15542	BOYACA	PESCA	3,79
15550	BOYACA	PISVA	13,18
15572	BOYACA	PUERTO BOYACA	58,51
15580	BOYACA	QUIPAMA	64,95
15599	BOYACA	RAMIRIQUI	4,89
15600	BOYACA	RAQUIRA	20,00
15621	BOYACA	RONDON	17,78
15632	BOYACA	SABOYA	28,45
15638	BOYACA	SACHICA	17,21
15646	BOYACA	SAMACA	15,32
15660	BOYACA	SAN EDUARDO	14,24
15664	BOYACA	SAN JOSE DE PARE	33,55
15667	BOYACA	SN LUIS D GACENO	39,16
15673	BOYACA	SAN MATEO	7,84
15676	BOYACA	SN MIGUEL D SEMA	26,51
15681	BOYACA	SN PABLO BORBUR	51,29
15690	BOYACA	SANTA MARIA	35,50
15693	BOYACA	STA ROSA VITERBO	8,00
15696	BOYACA	SANTA SOFIA	24,97
15686	BOYACA	SANTANA	32,92
15720	BOYACA	SATIVANORTE	13,85
15723	BOYACA	SATIVASUR	13,88
15740	BOYACA	SIACHOQUE	5,28
15753	BOYACA	SOATA	8,54
15757	BOYACA	SOCHA	8,91
15755	BOYACA	SOCOTA	2,54
15759	BOYACA	SOGAMOSO	8,30
15761	BOYACA	SOMONDOCO	14,70
15762	BOYACA	SORA	10,60
15764	BOYACA	SORACA	1,35
15763	BOYACA	SOTAQUIRA	21,68
15774	BOYACA	SUSACON	12,86
15776	BOYACA	SUTAMARCHAN	23,96
15778	BOYACA	SUTATENZA	13,54
15790	BOYACA	TASCO	9,14
15798	BOYACA	TENZA	14,98
15804	BOYACA	TIBANA	11,59
15806	BOYACA	TIBASOSA	8,12
15808	BOYACA	TINJACA	17,35
15810	BOYACA	TIPACOQUE	16,79
15814	BOYACA	TOCA	10,04
15816	BOYACA	TOGUI	50,42
15820	BOYACA	TOPAGA	4,51
15822	BOYACA	TOTA	0,87
15001	BOYACA	TUNJA	9,32
15832	BOYACA	TUNUNGUA	52,72
15835	BOYACA	TURMEQUE	11,86
15837	BOYACA	TUTA	12,84
15839	BOYACA	TUTASA	7,77
15842	BOYACA	UMBITA	3,21
15861	BOYACA	VENTAQUEMADA	14,89
15407	BOYACA	VILLA DE LEYVA	17,24
15879	BOYACA	VIRACACHA	2,47
15897	BOYACA	ZETAQUIRA	20,26
17013	CALDAS	AGUADAS	25,31
17042	CALDAS	ANSERMA	38,10
17050	CALDAS	ARANZAZU	26,86
17088	CALDAS	BELALCAZAR	35,70
17174	CALDAS	CHINCHINA	40,18
17272	CALDAS	FILADELFIA	28,44
17380	CALDAS	LA DORADA	52,35
17388	CALDAS	LA MERCED	26,65
17001	CALDAS	MANIZALES	23,07
17433	CALDAS	MANZANARES	43,10
17442	CALDAS	MARMATO	37,39
17444	CALDAS	MARQUETALIA	47,91
17446	CALDAS	MARULANDA	19,27
17486	CALDAS	NEIRA	26,53
17495	CALDAS	NORCASIA	77,06
17513	CALDAS	PACORA	35,51
17524	CALDAS	PALESTINA	39,25
17541	CALDAS	PENSILVANIA	44,36
17614	CALDAS	RIOSUCIO	45,59
17616	CALDAS	RISARALDA	31,71
17653	CALDAS	SALAMINA	29,82
17662	CALDAS	SAMANA	92,00
17665	CALDAS	SAN JOSE	31,68
17777	CALDAS	SUPIA	35,65
17867	CALDAS	VICTORIA	58,90
17873	CALDAS	VILLAMARIA	26,59
17877	CALDAS	VITERBO	32,48
18029	CAQUETA	ALBANIA	38,70
18094	CAQUETA	BELEN ANDAQUIES	28,53
18150	CAQUETA	CARTAGENA DE CHAIRA	24,09
18205	CAQUETA	CURILLO	25,66
18247	CAQUETA	EL DONCELLO	36,02
18256	CAQUETA	EL PAUJIL	34,16
18001	CAQUETA	FLORENCIA	39,29
18410	CAQUETA	LA MONTAÑITA	26,19
18460	CAQUETA	MILAN	25,60
18479	CAQUETA	MORELIA	39,24
18592	CAQUETA	PUERTO RICO	40,01
18610	CAQUETA	SAN JOSE DE FRAGUA	41,55
18753	CAQUETA	SAN VICENTE CAGUAN	21,47
18756	CAQUETA	SOLANO	23,77
18785	CAQUETA	SOLITA	23,11
18860	CAQUETA	VALPARAISO	25,00
85010	CASANARE	AGUAZUL	38,18
85015	CASANARE	CHAMEZA	25,81
85125	CASANARE	HATO COROZAL	20,02
85136	CASANARE	LA SALINA	10,13
85139	CASANARE	MANI	23,61
85162	CASANARE	MONTERREY	38,05
85225	CASANARE	NUNCHIA	28,03
85230	CASANARE	OROCUE	30,42
85250	CASANARE	PAZ DE ARIPORO	24,08
85263	CASANARE	PORE	23,81
85279	CASANARE	RECETOR	31,98
85300	CASANARE	SABANALARGA	40,62
85315	CASANARE	SACAMA	22,78
85325	CASANARE	SN LUIS PALENQUE	19,51
85400	CASANARE	TAMARA	21,67
85410	CASANARE	TAURAMENA	43,66
85430	CASANARE	TRINIDAD	19,39
85440	CASANARE	VILLANUEVA	31,33
85001	CASANARE	YOPAL	33,78
19022	CAUCA	ALMAGUER	3,60
19050	CAUCA	ARGELIA	10,66
19075	CAUCA	BALBOA	12,42
19100	CAUCA	BOLIVAR	16,15
19110	CAUCA	BUENOS AIRES	39,46
19130	CAUCA	CAJIBIO	32,72
19137	CAUCA	CALDONO	21,10
19142	CAUCA	CALOTO	28,48
19212	CAUCA	CORINTO	21,89
19256	CAUCA	EL TAMBO	33,21
19290	CAUCA	FLORENCIA	9,55
19300	CAUCA	GUACHENE	23,76
19318	CAUCA	GUAPI	40,45
19355	CAUCA	INZA	5,74
19364	CAUCA	JAMBALO	12,98
19392	CAUCA	LA SIERRA	25,18
19397	CAUCA	LA VEGA	6,15
19418	CAUCA	LOPEZ	52,84
19450	CAUCA	MERCADERES	19,28
19455	CAUCA	MIRANDA	20,90
19473	CAUCA	MORALES	28,09
19513	CAUCA	PADILLA	21,29
19517	CAUCA	PAEZ	6,38
19532	CAUCA	PATIA	23,30
19533	CAUCA	PIAMONTE	23,63
19548	CAUCA	PIENDAMO	24,99
19001	CAUCA	POPAYAN	18,66
19573	CAUCA	PUERTO TEJADA	20,93
19585	CAUCA	PURACE	7,78
19622	CAUCA	ROSAS	27,05
19693	CAUCA	SAN SEBASTIAN	-0,17
19701	CAUCA	SANTA ROSA	7,44
19698	CAUCA	SANTANDER DE QUILICHAO	31,54
19743	CAUCA	SILVIA	3,81
19760	CAUCA	SOTARA	6,54
19780	CAUCA	SUAREZ	42,04
19785	CAUCA	SUCRE	15,12
19807	CAUCA	TIMBIO	19,82
19809	CAUCA	TIMBIQUI	30,01
19821	CAUCA	TORIBIO	14,38
19824	CAUCA	TOTORO	4,08
19845	CAUCA	VILLA RICA	25,08
20011	CESAR	AGUACHICA	36,57
20013	CESAR	AGUSTIN CODAZZI	48,31
20032	CESAR	ASTREA	47,38
20045	CESAR	BECERRIL	36,17
20060	CESAR	BOSCONIA	37,76
20175	CESAR	CHIMICHAGUA	52,31
20178	CESAR	CHIRIGUANA	38,03
20228	CESAR	CURUMANI	35,76
20238	CESAR	EL COPEY	30,94
20250	CESAR	EL PASO	29,77
20295	CESAR	GAMARRA	46,00
20310	CESAR	GONZALEZ	16,29
20383	CESAR	LA GLORIA	63,21
20400	CESAR	JAGUA DE IBIRICO	38,75
20621	CESAR	LA PAZ	35,07
20443	CESAR	MANAURE DL CESAR	22,76
20517	CESAR	PAILITAS	47,65
20550	CESAR	PELAYA	53,27
20570	CESAR	PUEBLO BELLO	37,61
20614	CESAR	RIO DE ORO	18,01
20710	CESAR	SAN ALBERTO	41,59
20750	CESAR	SAN DIEGO	43,92
20770	CESAR	SAN MARTIN	47,75
20787	CESAR	TAMALAMEQUE	42,68
20001	CESAR	VALLEDUPAR	31,80
27006	CHOCO	ACANDI	33,58
27025	CHOCO	ALTO BAUDO	47,73
27050	CHOCO	ATRATO	72,50
27073	CHOCO	BAGADO	75,78
27075	CHOCO	BAHIA SOLANO	77,35
27077	CHOCO	BAJO BAUDO	66,79
27099	CHOCO	BOJAYA	48,86
27150	CHOCO	CARMEN DEL DARIEN	45,53
27160	CHOCO	CERTEGUI	87,26
27205	CHOCO	CONDOTO	79,78
27135	CHOCO	CANTON DE SAN PABLO	66,48
27245	CHOCO	EL CARMEN	41,86
27250	CHOCO	EL LITORAL SAN JUAN	51,19
27361	CHOCO	ITSMINA	79,76
27372	CHOCO	JURADO	47,46
27413	CHOCO	LLORO	88,66
27425	CHOCO	MEDIO ATRATO	54,51
27430	CHOCO	MEDIO BAUDO	43,29
27450	CHOCO	MEDIO SAN JUAN	79,82
27491	CHOCO	NOVITA	73,49
27495	CHOCO	NUQUI	58,60
27001	CHOCO	QUIBDO	72,72
27580	CHOCO	RIO IRO	84,19
27600	CHOCO	RIO QUITO	67,62
27615	CHOCO	RIOSUCIO	37,31
27660	CHOCO	SAN JOSE DEL PALMAR	42,16
27745	CHOCO	SIPI	57,84
27787	CHOCO	TADO	74,65
27800	CHOCO	UNGUIA	30,38
27810	CHOCO	UNION PANAMERICANA	73,46
23068	CORDOBA	AYAPEL	55,27
23079	CORDOBA	BUENAVISTA	41,64
23090	CORDOBA	CANALETE	32,31
23162	CORDOBA	CERETE	46,65
23168	CORDOBA	CHIMA	35,26
23182	CORDOBA	CHINU	44,56
23189	CORDOBA	CIENAGA DE ORO	53,25
23300	CORDOBA	COTORRA	31,25
23350	CORDOBA	LA APARTADA	45,92
23417	CORDOBA	LORICA	41,42
23419	CORDOBA	LOS CORDOBAS	47,29
23464	CORDOBA	MOMIL	28,46
23466	CORDOBA	MONTELIBANO	49,11
23001	CORDOBA	MONTERIA	48,16
23500	CORDOBA	MOÑITOS	39,37
23555	CORDOBA	PLANETA RICA	36,55
23570	CORDOBA	PUEBLO NUEVO	52,54
23574	CORDOBA	PUERTO ESCONDIDO	42,59
23580	CORDOBA	PTO LIBERTADOR	40,10
23586	CORDOBA	PURISIMA	29,82
23660	CORDOBA	SAHAGUN	50,25
23670	CORDOBA	SN AND SOTAVENTO	48,15
23672	CORDOBA	SAN ANTERO	41,46
23675	CORDOBA	SN BERNAR VIENTO	27,95
23678	CORDOBA	SAN CARLOS	32,41
23682	CORDOBA	SAN JOSE DE URE	51,78
23686	CORDOBA	SAN PELAYO	43,43
23807	CORDOBA	TIERRALTA	29,81
23815	CORDOBA	TUCHIN	46,63
23855	CORDOBA	VALENCIA	22,56
25001	C/MARCA	AGUA DE DIOS	20,62
25019	C/MARCA	ALBAN	16,85
25035	C/MARCA	ANAPOIMA	19,71
25040	C/MARCA	ANOLAIMA	15,49
25599	C/MARCA	APULO	20,12
25053	C/MARCA	ARBELAEZ	19,24
25086	C/MARCA	BELTRAN	30,85
25095	C/MARCA	BITUIMA	20,53
25099	C/MARCA	BOJACA	4,18
25120	C/MARCA	CABRERA	8,86
25123	C/MARCA	CACHIPAY	14,69
25126	C/MARCA	CAJICA	13,40
25148	C/MARCA	CAPARRAPI	31,00
25151	C/MARCA	CAQUEZA	4,75
25154	C/MARCA	CARMEN DE CARUPA	6,81
25168	C/MARCA	CHAGUANI	26,44
25175	C/MARCA	CHIA	7,86
25178	C/MARCA	CHIPAQUE	0,21
25181	C/MARCA	CHOACHI	3,59
25183	C/MARCA	CHOCONTA	4,13
25200	C/MARCA	COGUA	17,05
25214	C/MARCA	COTA	7,85
25224	C/MARCA	CUCUNUBA	11,84
25245	C/MARCA	EL COLEGIO	21,42
25258	C/MARCA	EL PEÑON	51,30
25260	C/MARCA	EL ROSAL	9,23
25269	C/MARCA	FACATATIVA	13,05
25279	C/MARCA	FOMEQUE	4,93
25281	C/MARCA	FOSCA	6,19
25286	C/MARCA	FUNZA	9,31
25288	C/MARCA	FUQUENE	11,30
25290	C/MARCA	FUSAGASUGA	17,80
25293	C/MARCA	GACHALA	10,34
25295	C/MARCA	GACHANCIPA	5,68
25297	C/MARCA	GACHETA	16,93
25299	C/MARCA	GAMA	12,24
25307	C/MARCA	GIRARDOT	31,45
25312	C/MARCA	GRANADA	6,91
25317	C/MARCA	GUACHETA	17,49
25320	C/MARCA	GUADUAS	28,33
25322	C/MARCA	GUASCA	2,86
25324	C/MARCA	GUATAQUI	24,09
25326	C/MARCA	GUATAVITA	13,03
25328	C/MARCA	GUAY DE SIQUIMA	16,92
25335	C/MARCA	GUAYABETAL	23,29
25339	C/MARCA	GUTIERREZ	5,29
25368	C/MARCA	JERUSALEN	23,93
25372	C/MARCA	JUNIN	14,59
25377	C/MARCA	LA CALERA	8,33
25386	C/MARCA	LA MESA	16,72
25394	C/MARCA	LA PALMA	42,05
25398	C/MARCA	LA PEÑA	36,88
25402	C/MARCA	LA VEGA	28,90
25407	C/MARCA	LENGUAZAQUE	11,76
25426	C/MARCA	MACHETA	3,28
25430	C/MARCA	MADRID	4,30
25436	C/MARCA	MANTA	13,78
25438	C/MARCA	MEDINA	35,76
25473	C/MARCA	MOSQUERA	4,11
25483	C/MARCA	NARIÑO	21,28
25486	C/MARCA	NEMOCON	7,32
25488	C/MARCA	NILO	23,70
25489	C/MARCA	NIMAIMA	34,50
25491	C/MARCA	NOCAIMA	34,48
25513	C/MARCA	PACHO	20,70
25518	C/MARCA	PAIME	69,56
25524	C/MARCA	PANDI	25,69
25530	C/MARCA	PARATEBUENO	34,87
25535	C/MARCA	PASCA	12,53
25572	C/MARCA	PUERTO SALGAR	58,95
25580	C/MARCA	PULI	17,83
25592	C/MARCA	QUEBRADANEGRA	30,12
25594	C/MARCA	QUETAME	11,12
25596	C/MARCA	QUIPILE	16,39
25612	C/MARCA	RICAURTE	27,67
25645	C/MARCA	S ANTONIO TQDAMA	8,51
25649	C/MARCA	SAN BERNARDO	18,76
25653	C/MARCA	SAN CAYETANO	28,52
25658	C/MARCA	SAN FRANCISCO	27,41
25662	C/MARCA	SN JUAN RIO SECO	20,79
25718	C/MARCA	SASAIMA	39,05
25736	C/MARCA	SESQUILE	1,17
25740	C/MARCA	SIBATE	3,27
25743	C/MARCA	SILVANIA	23,90
25745	C/MARCA	SIMIJACA	10,76
25754	C/MARCA	SOACHA	6,19
25758	C/MARCA	SOPO	7,98
25769	C/MARCA	SUBACHOQUE	8,12
25772	C/MARCA	SUESCA	-1,11
25777	C/MARCA	SUPATA	22,18
25779	C/MARCA	SUSA	18,38
25781	C/MARCA	SUTATAUSA	8,33
25785	C/MARCA	TABIO	6,66
25793	C/MARCA	TAUSA	12,82
25797	C/MARCA	TENA	14,15
25799	C/MARCA	TENJO	7,86
25805	C/MARCA	TIBACUY	18,24
25807	C/MARCA	TIBIRITA	13,58
25815	C/MARCA	TOCAIMA	20,62
25817	C/MARCA	TOCANCIPA	12,30
25823	C/MARCA	TOPAIPI	51,36
25839	C/MARCA	UBALA	9,79
25841	C/MARCA	UBAQUE	6,46
25843	C/MARCA	UBATE	8,40
25845	C/MARCA	UNE	2,04
25851	C/MARCA	UTICA	29,55
25506	C/MARCA	VENECIA	23,74
25862	C/MARCA	VERGARA	32,17
25867	C/MARCA	VIANI	17,34
25871	C/MARCA	VILLAGOMEZ	48,04
25873	C/MARCA	VILLAPINZON	3,80
25875	C/MARCA	VILLETA	31,64
25878	C/MARCA	VIOTA	24,19
25885	C/MARCA	YACOPI	57,96
25898	C/MARCA	ZIPACON	8,55
25899	C/MARCA	ZIPAQUIRA	15,19
94343	GUAINIA	BARRANCO MINAS	24,61
94886	GUAINIA	CACAHUAL	23,44
94001	GUAINIA	INIRIDA	22,97
94885	GUAINIA	LA GUADALUPE	23,23
94663	GUAINIA	MAPIRIPANA	24,51
94888	GUAINIA	MORICHAL NUEVO	28,24
94887	GUAINIA	PANA PANA	23,87
94884	GUAINIA	PUERTO COLOMBIA	22,29
94883	GUAINIA	SAN FELIPE	7,00
95015	GUAVIARE	CALAMAR	26,33
95025	GUAVIARE	EL RETORNO	34,57
95200	GUAVIARE	MIRAFLORES	25,58
95001	GUAVIARE	SN JOSE GUAVIARE	28,55
41006	HUILA	ACEVEDO	20,58
41013	HUILA	AGRADO	12,29
41016	HUILA	AIPE	25,41
41020	HUILA	ALGECIRAS	17,60
41026	HUILA	ALTAMIRA	17,97
41078	HUILA	BARAYA	15,69
41132	HUILA	CAMPOALEGRE	13,16
41206	HUILA	COLOMBIA	16,18
41244	HUILA	ELIAS	7,23
41298	HUILA	GARZON	10,52
41306	HUILA	GIGANTE	21,67
41319	HUILA	GUADALUPE	18,82
41349	HUILA	HOBO	21,36
41357	HUILA	IQUIRA	24,76
41359	HUILA	ISNOS	17,23
41378	HUILA	LA ARGENTINA	7,73
41396	HUILA	LA PLATA	20,40
41483	HUILA	NATAGA	10,86
41001	HUILA	NEIVA	15,29
41503	HUILA	OPORAPA	8,29
41518	HUILA	PAICOL	15,05
41524	HUILA	PALERMO	19,30
41530	HUILA	PALESTINA	17,73
41548	HUILA	PITAL	10,27
41551	HUILA	PITALITO	16,27
41615	HUILA	RIVERA	25,30
41660	HUILA	SALADOBLANCO	5,75
41668	HUILA	SAN AGUSTIN	17,87
41676	HUILA	SANTA MARIA	19,90
41770	HUILA	SUAZA	18,28
41791	HUILA	TARQUI	16,34
41799	HUILA	TELLO	15,78
41801	HUILA	TERUEL	26,08
41797	HUILA	TESALIA	15,20
41807	HUILA	TIMANA	8,13
41872	HUILA	VILLAVIEJA	16,48
41885	HUILA	YAGUARA	19,56
44035	GUAJIRA	ALBANIA	17,89
44078	GUAJIRA	BARRANCAS	16,95
44090	GUAJIRA	DIBULLA	35,41
44098	GUAJIRA	DISTRACCION	27,65
44110	GUAJIRA	EL MOLINO	33,64
44279	GUAJIRA	FONSECA	19,99
44378	GUAJIRA	HATO NUEVO	17,03
44420	GUAJIRA	LA JAGUA DEL PILAR	41,75
44430	GUAJIRA	MAICAO	22,47
44560	GUAJIRA	MANAURE	14,53
44001	GUAJIRA	RIOHACHA	22,93
44650	GUAJIRA	SAN JUAN DEL CESAR	20,28
44847	GUAJIRA	URIBIA	8,41
44855	GUAJIRA	URUMITA	31,46
44874	GUAJIRA	VILLANUEVA	43,78
47030	MAGDALENA	ALGARROBO	31,15
47053	MAGDALENA	ARACATACA	35,57
47058	MAGDALENA	ARIGUANI	39,17
47161	MAGDALENA	CERRO SN ANTONIO	26,87
47170	MAGDALENA	CHIVOLO	39,70
47189	MAGDALENA	CIENAGA	26,37
47205	MAGDALENA	CONCORDIA	37,32
47245	MAGDALENA	EL BANCO	67,88
47258	MAGDALENA	EL PIÑON	32,78
47268	MAGDALENA	EL RETEN	36,17
47288	MAGDALENA	FUNDACION	36,64
47318	MAGDALENA	GUAMAL	33,99
47460	MAGDALENA	NUEVA GRANADA	47,26
47541	MAGDALENA	PEDRAZA	37,63
47545	MAGDALENA	PIJIÑO DEL CARMEN	41,81
47551	MAGDALENA	PIVIJAY	36,72
47555	MAGDALENA	PLATO	31,80
47570	MAGDALENA	PUEBLOVIEJO	20,36
47605	MAGDALENA	REMOLINO	30,46
47660	MAGDALENA	SABANAS DE SAN ANGEL	40,93
47675	MAGDALENA	SALAMINA	29,91
47692	MAGDALENA	SAN S BUENAVISTA	34,32
47703	MAGDALENA	SAN ZENON	49,93
47707	MAGDALENA	SANTA ANA	42,85
47720	MAGDALENA	STA BARBARA DE PINTO	36,18
47001	MAGDALENA	SANTA MARTA	13,51
47745	MAGDALENA	SITIONUEVO	21,92
47798	MAGDALENA	TENERIFE	32,52
47960	MAGDALENA	ZAPAYAN	40,81
47980	MAGDALENA	ZONA BANANERA	38,32
50006	META	ACACIAS	37,96
50110	META	BARRANCA DE UPIA	32,12
50124	META	CABUYARO	27,07
50150	META	CASTILLA L NUEVA	34,59
50223	META	CUBARRAL	34,21
50226	META	CUMARAL	52,76
50245	META	EL CALVARIO	16,02
50251	META	EL CASTILLO	33,75
50270	META	EL DORADO	34,39
50287	META	FUENTE DE ORO	32,11
50313	META	GRANADA	31,39
50318	META	GUAMAL	36,13
50350	META	LA MACARENA	28,28
50400	META	LEJANIAS	32,06
50325	META	MAPIRIPAN	27,24
50330	META	MESETAS	33,39
50450	META	PUERTO CONCORDIA	28,11
50568	META	PUERTO GAITAN	28,99
50577	META	PUERTO LLERAS	26,39
50573	META	PUERTO LOPEZ	28,27
50590	META	PUERTO RICO	27,98
50606	META	RESTREPO	52,46
50680	META	SN CARLOS GUAROA	28,33
50683	META	SN JUAN DE ARAMA	23,17
50686	META	SAN JUANITO	16,15
50689	META	SAN MARTIN	34,98
50370	META	LA URIBE	22,72
50001	META	VILLAVICENCIO	53,23
50711	META	VISTA HERMOSA	33,06
52019	NARIÑO	ALBAN	15,91
52022	NARIÑO	ALDANA	6,24
52036	NARIÑO	ANCUYA	4,60
52051	NARIÑO	ARBOLEDA	5,08
52079	NARIÑO	BARBACOAS	44,39
52083	NARIÑO	BELEN	13,57
52110	NARIÑO	BUESACO	2,53
52240	NARIÑO	CHACHAGUI	13,18
52203	NARIÑO	COLON	15,73
52207	NARIÑO	CONSACA	4,50
52210	NARIÑO	CONTADERO	-0,15
52215	NARIÑO	CORDOBA	-2,00
52224	NARIÑO	CUASPUD	8,57
52227	NARIÑO	CUMBAL	-2,21
52233	NARIÑO	CUMBITARA	4,36
52250	NARIÑO	EL CHARCO	21,32
52254	NARIÑO	EL PEÑOL	2,89
52256	NARIÑO	EL ROSARIO	3,01
52258	NARIÑO	EL TABLON	6,40
52260	NARIÑO	EL TAMBO	10,52
52520	NARIÑO	FRNCISCO PIZARRO	30,06
52287	NARIÑO	FUNES	0,42
52317	NARIÑO	GUACHUCAL	-3,01
52320	NARIÑO	GUAITARILLA	8,48
52323	NARIÑO	GUALMATAN	-1,28
52352	NARIÑO	ILES	-1,60
52354	NARIÑO	IMUES	-0,60
52356	NARIÑO	IPIALES	9,08
52378	NARIÑO	LA CRUZ	12,18
52381	NARIÑO	LA FLORIDA	5,14
52385	NARIÑO	LA LLANADA	9,41
52390	NARIÑO	LA TOLA	21,02
52399	NARIÑO	LA UNION	7,46
52405	NARIÑO	LEIVA	5,63
52411	NARIÑO	LINARES	10,29
52418	NARIÑO	LOS ANDES	2,61
52427	NARIÑO	MAGUI	41,78
52435	NARIÑO	MALLAMA	7,40
52473	NARIÑO	MOSQUERA	19,31
52480	NARIÑO	NARIÑO	7,58
52490	NARIÑO	OLAYA HERRERA	19,91
52506	NARIÑO	OSPINA	8,74
52001	NARIÑO	PASTO	0,16
52540	NARIÑO	POLICARPA	3,86
52560	NARIÑO	POTOSI	-1,54
52565	NARIÑO	PROVIDENCIA	0,80
52573	NARIÑO	PUERRES	-1,63
52585	NARIÑO	PUPIALES	6,49
52612	NARIÑO	RICAURTE	30,55
52621	NARIÑO	ROBERTO PAYAN	28,26
52678	NARIÑO	SAMANIEGO	11,30
52685	NARIÑO	SAN BERNARDO	14,99
52687	NARIÑO	SAN LORENZO	5,96
52693	NARIÑO	SAN PABLO	6,75
52694	NARIÑO	SN PEDRO CARTAGO	15,32
52683	NARIÑO	SANDONA	4,22
52696	NARIÑO	SANTA BARBARA	36,59
52699	NARIÑO	SANTACRUZ	1,87
52720	NARIÑO	SAPUYES	8,21
52786	NARIÑO	TAMINANGO	7,77
52788	NARIÑO	TANGUA	0,31
52835	NARIÑO	TUMACO	10,55
52838	NARIÑO	TUQUERRES	5,67
52885	NARIÑO	YACUANQUER	-0,90
54003	N. STD	ABREGO	25,66
54051	N. STD	ARBOLEDAS	17,54
54099	N. STD	BOCHALEMA	10,34
54109	N. STD	BUCARASICA	25,75
54128	N. STD	CACHIRA	14,62
54125	N. STD	CACOTA	-2,95
54172	N. STD	CHINACOTA	9,64
54174	N. STD	CHITAGA	-0,98
54206	N. STD	CONVENCION	24,90
54001	N. STD	CUCUTA	19,01
54223	N. STD	CUCUTILLA	11,99
54239	N. STD	DURANIA	12,36
54245	N. STD	EL CARMEN	23,25
54250	N. STD	EL TARRA	48,31
54261	N. STD	EL ZULIA	17,96
54313	N. STD	GRAMALOTE	17,99
54344	N. STD	HACARI	18,64
54347	N. STD	HERRAN	3,26
54385	N. STD	LA ESPERANZA	31,23
54398	N. STD	LA PLAYA	17,81
54377	N. STD	LABATECA	2,28
54405	N. STD	LOS PATIOS	10,96
54418	N. STD	LOURDES	14,96
54480	N. STD	MUTISCUA	7,93
54498	N. STD	OCAÑA	20,23
54518	N. STD	PAMPLONA	7,02
54520	N. STD	PAMPLONITA	11,82
54553	N. STD	PUERTO SANTANDER	26,42
54599	N. STD	RAGONVALIA	4,71
54660	N. STD	SALAZAR	27,01
54670	N. STD	SAN CALIXTO	29,22
54673	N. STD	SAN CAYETANO	19,14
54680	N. STD	SANTIAGO	20,81
54720	N. STD	SARDINATA	28,98
54743	N. STD	SILOS	3,75
54800	N. STD	TEORAMA	28,15
54810	N. STD	TIBU	50,36
54820	N. STD	TOLEDO	2,02
54871	N. STD	VILLA CARO	10,47
54874	N. STD	VILLA DL ROSARIO	15,27
86219	PUTUMAYO	COLON	2,84
86001	PUTUMAYO	MOCOA	21,70
86320	PUTUMAYO	ORITO	23,41
86568	PUTUMAYO	PUERTO ASIS	24,19
86569	PUTUMAYO	PUERTO CAICEDO	23,97
86571	PUTUMAYO	PUERTO GUZMAN	27,62
86573	PUTUMAYO	PUERTO LEGUIZAMO	14,76
86755	PUTUMAYO	SAN FRANCISCO	7,28
86757	PUTUMAYO	SAN MIGUEL	23,23
86760	PUTUMAYO	SANTIAGO	3,20
86749	PUTUMAYO	SIBUNDOY	2,77
86865	PUTUMAYO	VALLE GUAMUEZ	24,81
86885	PUTUMAYO	VILLAGARZON	35,96
63001	QUINDIO	ARMENIA	27,94
63111	QUINDIO	BUENAVISTA	20,04
63130	QUINDIO	CALARCA	19,92
63190	QUINDIO	CIRCASIA	27,64
63212	QUINDIO	CORDOBA	19,91
63272	QUINDIO	FILANDIA	27,02
63302	QUINDIO	GENOVA	29,52
63401	QUINDIO	LA TEBAIDA	28,05
63470	QUINDIO	MONTENEGRO	28,70
63548	QUINDIO	PIJAO	19,35
63594	QUINDIO	QUIMBAYA	34,51
63690	QUINDIO	SALENTO	29,14
66045	RISARALDA	APIA	28,93
66075	RISARALDA	BALBOA	38,97
66088	RISARALDA	BELEN DE UMBRIA	41,46
66170	RISARALDA	DOS QUEBRADAS	45,55
66318	RISARALDA	GUATICA	39,80
66383	RISARALDA	LA CELIA	39,32
66400	RISARALDA	LA VIRGINIA	41,61
66440	RISARALDA	MARSELLA	45,24
66456	RISARALDA	MISTRATO	30,81
66001	RISARALDA	PEREIRA	41,61
66572	RISARALDA	PUEBLO RICO	31,67
66594	RISARALDA	QUINCHIA	40,20
66682	RISARALDA	STA ROSA D CABAL	38,93
66687	RISARALDA	SANTUARIO	26,12
68013	SANTANDER	AGUADA	34,62
68020	SANTANDER	ALBANIA	54,12
68051	SANTANDER	ARATOCA	10,15
68077	SANTANDER	BARBOSA	44,86
68079	SANTANDER	BARICHARA	20,49
68081	SANTANDER	BARRANCABERMEJA	48,91
68092	SANTANDER	BETULIA	15,80
68101	SANTANDER	BOLIVAR	43,46
68001	SANTANDER	BUCARAMANGA	12,18
68121	SANTANDER	CABRERA	32,05
68132	SANTANDER	CALIFORNIA	7,36
68147	SANTANDER	CAPITANEJO	15,56
68152	SANTANDER	CARCASI	7,51
68160	SANTANDER	CEPITA	9,51
68162	SANTANDER	CERRITO	10,01
68167	SANTANDER	CHARALA	65,47
68169	SANTANDER	CHARTA	7,52
68176	SANTANDER	CHIMA	58,67
68179	SANTANDER	CHIPATA	37,98
68190	SANTANDER	CIMITARRA	72,64
68207	SANTANDER	CONCEPCION	16,38
68209	SANTANDER	CONFINES	41,11
68211	SANTANDER	CONTRATACION	56,75
68217	SANTANDER	COROMORO	41,14
68229	SANTANDER	CURITI	23,75
68235	SANTANDER	EL CARMEN	45,65
68245	SANTANDER	EL GUACAMAYO	55,59
68250	SANTANDER	EL PEÑON	32,86
68255	SANTANDER	EL PLAYON	27,76
68264	SANTANDER	ENCINO	43,16
68266	SANTANDER	ENCISO	10,38
68271	SANTANDER	FLORIAN	46,47
68276	SANTANDER	FLORIDABLANCA	12,20
68296	SANTANDER	GALAN	18,75
68298	SANTANDER	GAMBITA	58,09
68307	SANTANDER	GIRON	12,88
68318	SANTANDER	GUACA	10,93
68320	SANTANDER	GUADALUPE	59,48
68322	SANTANDER	GUAPOTA	50,81
68324	SANTANDER	GUAVATA	56,64
68327	SANTANDER	GUEPSA	43,32
68344	SANTANDER	HATO	24,64
68368	SANTANDER	JESUS MARIA	44,83
68370	SANTANDER	JORDAN	13,80
68377	SANTANDER	LA BELLEZA	34,71
68397	SANTANDER	LA PAZ	36,07
68385	SANTANDER	LANDAZURI	67,69
68406	SANTANDER	LEBRIJA	11,73
68418	SANTANDER	LOS SANTOS	7,98
68425	SANTANDER	MACARAVITA	16,72
68432	SANTANDER	MALAGA	10,30
68444	SANTANDER	MATANZA	14,74
68464	SANTANDER	MOGOTES	52,21
68468	SANTANDER	MOLAGAVITA	11,23
68498	SANTANDER	OCAMONTE	52,72
68500	SANTANDER	OIBA	50,66
68502	SANTANDER	ONZAGA	19,85
68522	SANTANDER	PALMAR	34,88
68524	SANTANDER	PALMAS D SOCORRO	49,51
68533	SANTANDER	PARAMO	23,72
68547	SANTANDER	PIEDECUESTA	12,88
68549	SANTANDER	PINCHOTE	23,95
68572	SANTANDER	PUENTE NACIONAL	44,70
68573	SANTANDER	PUERTO PARRA	56,64
68575	SANTANDER	PUERTO WILCHES	59,25
68615	SANTANDER	RIONEGRO	18,20
68655	SANTANDER	SABANA DE TORRES	48,18
68669	SANTANDER	SAN ANDRES	13,15
68673	SANTANDER	SAN BENITO	36,00
68679	SANTANDER	SAN GIL	26,63
68682	SANTANDER	SAN JOAQUIN	22,35
68684	SANTANDER	SN JSE D MIRANDA	8,75
68686	SANTANDER	SAN MIGUEL	18,20
68689	SANTANDER	SN VTE D CHUCURI	26,94
68705	SANTANDER	SANTA BARBARA	11,63
68720	SANTANDER	STA HELENA OPON	51,94
68745	SANTANDER	SIMACOTA	42,32
68755	SANTANDER	SOCORRO	34,90
68770	SANTANDER	SUAITA	43,90
68773	SANTANDER	SUCRE	48,32
68780	SANTANDER	SURATA	8,48
68820	SANTANDER	TONA	14,07
68855	SANTANDER	VALLE DE SN JOSE	30,50
68861	SANTANDER	VELEZ	34,32
68867	SANTANDER	VETAS	-4,43
68872	SANTANDER	VILLANUEVA	11,35
68895	SANTANDER	ZAPATOCA	19,07
11001	BOGOTA D.C.	BOGOTA	11,96
70110	SUCRE	BUENAVISTA	41,77
70124	SUCRE	CAIMITO	47,34
70230	SUCRE	CHALAN	47,14
70204	SUCRE	COLOSO	45,14
70215	SUCRE	COROZAL	47,42
70221	SUCRE	COVEÑAS	41,26
70233	SUCRE	EL ROBLE	33,38
70235	SUCRE	GALERAS	26,57
70265	SUCRE	GUARANDA	84,30
70400	SUCRE	LA UNION	40,56
70418	SUCRE	LOS PALMITOS	41,27
70429	SUCRE	MAJAGUAL	66,00
70473	SUCRE	MORROA	47,43
70508	SUCRE	OVEJAS	38,33
70523	SUCRE	PALMITO	40,82
70670	SUCRE	SAMPUES	41,98
70678	SUCRE	SAN BENITO ABAD	43,62
70702	SUCRE	SAN JUAN BETULIA	45,76
70708	SUCRE	SAN MARCOS	49,74
70713	SUCRE	SAN ONOFRE	42,82
70717	SUCRE	SAN PEDRO	36,29
70742	SUCRE	SINCE	47,00
70001	SUCRE	SINCELEJO	46,48
70771	SUCRE	SUCRE	55,78
70820	SUCRE	TOLU	38,57
70823	SUCRE	TOLUVIEJO	30,28
73024	TOLIMA	ALPUJARRA	15,47
73026	TOLIMA	ALVARADO	27,02
73030	TOLIMA	AMBALEMA	30,81
73043	TOLIMA	ANZOATEGUI	21,16
73055	TOLIMA	ARMERO	34,86
73067	TOLIMA	ATACO	30,35
73124	TOLIMA	CAJAMARCA	21,62
73148	TOLIMA	CARMEN DE APICALA	27,87
73152	TOLIMA	CASABIANCA	35,12
73168	TOLIMA	CHAPARRAL	28,26
73200	TOLIMA	COELLO	31,54
73217	TOLIMA	COYAIMA	26,61
73226	TOLIMA	CUNDAY	29,72
73236	TOLIMA	DOLORES	19,62
73268	TOLIMA	ESPINAL	24,82
73270	TOLIMA	FALAN	42,78
73275	TOLIMA	FLANDES	31,44
73283	TOLIMA	FRESNO	49,73
73319	TOLIMA	GUAMO	23,23
73347	TOLIMA	HERVEO	34,24
73349	TOLIMA	HONDA	33,84
73001	TOLIMA	IBAGUE	32,76
73352	TOLIMA	ICONONZO	26,49
73408	TOLIMA	LERIDA	29,14
73411	TOLIMA	LIBANO	39,17
73443	TOLIMA	MARIQUITA	50,72
73449	TOLIMA	MELGAR	23,94
73461	TOLIMA	MURILLO	13,52
73483	TOLIMA	NATAGAIMA	36,35
73504	TOLIMA	ORTEGA	26,72
73520	TOLIMA	PALOCABILDO	35,99
73547	TOLIMA	PIEDRAS	20,72
73555	TOLIMA	PLANADAS	30,51
73563	TOLIMA	PRADO	39,68
73585	TOLIMA	PURIFICACION	37,29
73616	TOLIMA	RIOBLANCO	27,04
73622	TOLIMA	RONCESVALLES	3,43
73624	TOLIMA	ROVIRA	31,74
73671	TOLIMA	SALDAÑA	26,38
73675	TOLIMA	SAN ANTONIO	27,09
73678	TOLIMA	SAN LUIS	26,44
73686	TOLIMA	SANTA ISABEL	22,42
73770	TOLIMA	SUAREZ	26,77
73854	TOLIMA	VALLE DE SN JUAN	25,76
73861	TOLIMA	VENADILLO	29,87
73870	TOLIMA	VILLAHERMOSA	32,63
73873	TOLIMA	VILLARRICA	32,71
76020	VALLE	ALCALA	29,07
76036	VALLE	ANDALUCIA	21,48
76041	VALLE	ANSERMANUEVO	26,97
76054	VALLE	ARGELIA	16,97
76100	VALLE	BOLIVAR	17,91
76109	VALLE	BUENAVENTURA	62,37
76111	VALLE	BUGA	24,68
76113	VALLE	BUGALAGRANDE	27,43
76122	VALLE	CAICEDONIA	23,65
76001	VALLE	CALI	18,12
76126	VALLE	CALIMA	16,51
76130	VALLE	CANDELARIA	18,41
76147	VALLE	CARTAGO	26,87
76233	VALLE	DAGUA	13,25
76243	VALLE	EL AGUILA	30,10
76246	VALLE	EL CAIRO	13,96
76248	VALLE	EL CERRITO	22,95
76250	VALLE	EL DOVIO	17,64
76275	VALLE	FLORIDA	18,48
76306	VALLE	GINEBRA	22,69
76318	VALLE	GUACARI	17,05
76364	VALLE	JAMUNDI	23,60
76377	VALLE	LA CUMBRE	14,70
76400	VALLE	LA UNION	17,83
76403	VALLE	LA VICTORIA	19,78
76497	VALLE	OBANDO	24,57
76520	VALLE	PALMIRA	18,08
76563	VALLE	PRADERA	18,29
76606	VALLE	RESTREPO	23,40
76616	VALLE	RIOFRIO	27,62
76622	VALLE	ROLDANILLO	17,73
76670	VALLE	SAN PEDRO	22,40
76736	VALLE	SEVILLA	31,60
76823	VALLE	TORO	27,36
76828	VALLE	TRUJILLO	30,86
76834	VALLE	TULUA	21,38
76845	VALLE	ULLOA	34,27
76863	VALLE	VERSALLES	14,27
76869	VALLE	VIJES	15,87
76890	VALLE	YOTOCO	16,00
76892	VALLE	YUMBO	16,22
76895	VALLE	ZARZAL	27,35
97161	VAUPES	CARURU	26,64
97001	VAUPES	MITU	25,36
97511	VAUPES	PACOA	24,98
97777	VAUPES	PAPUNAUA	26,59
97666	VAUPES	TARAIRA	22,49
97889	VAUPES	YAVARATE	25,69
99773	VICHADA	CUMARIBO	27,88
99524	VICHADA	LA PRIMAVERA	25,65
99001	VICHADA	PUERTO CARREÑO	19,23
99624	VICHADA	SANTA ROSALIA	23,00