RESOLUCIÓN 36 DE 2008

(abril 3)

Diario Oficial No. 46.962 de 16 de abril de 2008

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Por la cual se ordena hacer público un proyecto de resolución que pretende adoptar la CREG con el fin de aprobar los principios generales y la metodología para el establecimiento de los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local.

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 1524, 2253 de 1994 y 2696 de 2004,

CONSIDERANDO:

Que mediante la Resolución CREG 111 de 2006, 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, en cumplimiento de lo previsto en los artículos 126 y 127 de la Ley 142 de 1994 y 11 del Decreto 2696 de 2004; la cual se publicó en la página web de la CREG, el 15 de marzo de 2007;

Que conforme a lo dispuesto por el artículo 11 del Decreto 2696 de 2004, “tres (3) meses antes de la fecha prevista para que inicie el período 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”;

Que la Comisión ha adelantado diversos estudios tendientes a identificar los gastos eficientes por concepto de administración, operación y mantenimiento de los activos destinados al servicio (Circular CREG 022 de 2008), las pérdidas eficientes en los Sistemas de Transmisión Regional y de Distribución Local (Circular CREG 024 de 2008), los costos de reposición de los activos (Circulares CREG 070 de 2007 y 005 de 2008), el factor de productividad (Circular CREG 003 de 2008), los niveles de calidad, la remuneración de los activos del Nivel de Tensión 1 (Circulares CREG 08 de 2008 y 079 de 2007), la conformación de Areas de Distribución de Energía Eléctrica (Circular CREG 082 de 2007) y la metodología para la remuneración de la actividad;

Que mediante Resolución CREG 001 de 2008, se ordenó hacer público un proyecto de resolución que pretende adoptar la CREG con el fin de definir la metodología para determinar las tasas de retorno para remunerar la actividad de distribución de energía eléctrica, junto con los respectivos estudios relacionados con dicha metodología;

Que sobre la Resolución CREG 111 de 2006 se recibieron comentarios de las siguientes entidades con las comunicaciones radicadas en la CREG así: Isagén E-2007-003164, CND E-2007-003197, EPM E-2007-003273;

Que los comentarios recibidos en la CREG fueron considerados para la expedición de la presente resolución y su respectivo análisis se presenta en el Documento CREG 029 de 2008;

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su Sesión 367 del 3 de abril de 2008, acordó expedir esta resolución,

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. OBJETO. Hágase público el proyecto de resolución, “por la cual se aprueban los principios generales y la metodología para el establecimiento de los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local”.

ARTÍCULO 2o. PRESENTACIÓN DE COMENTARIOS, OBSERVACIONES Y SUGERENCIAS. Se invita a los agentes, a los usuarios, a las autoridades locales municipales y departamentales competentes, a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a los demás interesados, para que remitan sus observaciones o sugerencias sobre las propuestas contenidas en el proyecto de resolución adjunto y en la Resolución CREG 001 de 2008 y participen en las consultas públicas que se llevarán a cabo conforme a lo previsto en el artículo 11, numeral 11.5 del Decreto 2696 de 2004.

ARTÍCULO 3o. INFORMACIÓN. Infórmese en la página web la identificación de la dependencia administrativa y de las personas a quienes se podrá solicitar información sobre el proyecto y hacer llegar las observaciones, reparos o sugerencias, y los demás aspectos previstos en el artículo 11 del Decreto 2696 de 2004.

ARTÍCULO 4o. 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 3 de abril de 2008.

El Presidente,

MANUEL MAIGUASHCA OLANO,

Viceministro de Minas y Energía Delegado del Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

HERNÁN MOLINA VALENCIA

PROYECTO DE RESOLUCION.

Por la cual se aprueban los principios generales y la metodología para el establecimiento de los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local.

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;

Que 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;

Que la Ley 143 de 1994, 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”;

Que la Ley 143 de 1994, 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”;

Que 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;

Que 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 estas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo, garantizándose una asignación eficiente de recursos en la economía;

Que de acuerdo con el artículo 87.8 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;

Que según lo establecido en el artículo 87.1 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 estos deben distribuirse entre la empresa y los usuarios, tal como ocurriría en un mercado competitivo”;

Que según 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”;

Que 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;

Que 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”;

Que según lo previsto en la Ley 142 de 1994, artículo 18, todas las personas jurídicas están facultadas para hacer inversiones en empresas de servicios públicos;

Que según 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;

Que la Ley 142 de 1994, artículo 87, numeral 87.9 modificado por el artículo 143 de la Ley 1151 de 2007, 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”;

Que según lo establecido en la Ley 143 de 1994, artículo 18, “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”;

Que mediante la Resolución CREG 082 de 2002 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;

Que el artículo 13 de la Resolución CREG 082 de 2002 dispone que los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local que apruebe la Comisión estarán vigentes hasta el 31 de diciembre del año 2007 y que vencido el período de vigencia los costos y cargos aprobados continuarán rigiendo hasta que la Comisión apruebe los nuevos;

Que mediante el Decreto 388 de 2007, el Gobierno Nacional estableció las políticas y directrices relacionadas con el aseguramiento de la cobertura del servicio de electricidad, que debe seguir la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, al fijar la metodología de remuneración a través de Cargos por Uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional;

Que mediante la Resolución 182148 del 2007 expedida por el Ministerio de Minas y Energía, se definieron criterios de seguridad y confiabilidad para los Sistemas de Transmisión Regional, STR, para que sean incorporados en la metodología de distribución;

Que mediante la Resolución CREG 111 de 2006, la Comisión de Regulación de Energía y Gas sometió a consideración de los agentes, usuarios y terceros interesados, los principios generales conceptuales sobre la remuneración en distribución eléctrica, que permitirían establecer con posterioridad, la metodología para determinar los cargos en dicha actividad en el Sistema Interconectado Nacional;

Que para la revisión de las Unidades Constructivas se contrató el “Estudio para el análisis y determinación de las Unidades Constructivas utilizadas en los Niveles de Tensión 1, 2, 3, 4 y Conexión al STN, así como los costos eficientes asociados con cada una de estas Unidades. CDP-281-06”, con la firma GPI-Gerencia en Proyectos de Ingeniería, y el documento final fue publicado en la página web de la CREG con la Circular 005 del 23 de enero de 2008, mediante la cual se invitó a los agentes e interesados a enviar sus comentarios al respecto;

Que para el establecimiento de las pérdidas a reconocer por Operador de Red, la Comisión contrató la “Consultoría para la determinación de las pérdidas de energía en los mercados de comercialización presentes en el SIN y definición de criterios para la evaluación de Planes de Reducción y/o mantenimiento de pérdidas de Energía. CDP-152-07”, con la firma IEB Ingeniería Especializada S. A., y el documento final fue publicado en la página web de la CREG con la Circular 024 del 11 de marzo de 2008, mediante la cual se divulgaron los resultados obtenidos por el consultor;

Que para el estudio de los gastos relacionados con Administración, Operación y Mantenimiento, la Comisión contrató el estudio, “desarrollo de metodologías para la remuneración de los Costos Eficientes de AOM en empresas de distribución y transmisión eléctrica”, elaborado por la Universidad EAFIT en el marco del Convenio Especial de Cooperación Técnica suscrito entre Colciencias y la CREG, el cual fue divulgado en la página web de la CREG con la Circular 022 del 6 de marzo de 2008;

Que para revisión de la metodología de productividad, se contrató el estudio “Revisión y actualización del factor de productividad asociado a las actividades de transmisión y distribución de energía eléctrica, transporte y distribución de gas natural y GLP”, contratado con la Universidad EAFIT, cuyos resultados fueron publicados en la página web de la CREG con la Circular 003 del 11 de enero de 2008;

Que sobre la metodología para evaluar los costos y cargos del Nivel de Tensión 1, se realizó al interior de la Comisión un estudio cuyos resultados fueron puestos en conocimiento de los agentes mediante las circulares CREG 08 de 2008 y 079 de 2007, para comentarios de los agentes y terceros interesados;

Que en cumplimiento de lo expresado en el Decreto 388 de 2007, la comisión adelantó el estudio “Conformación de Areas de Distribución-ADD”, el cual fue sometido a consideración de los agentes y demás interesados en la página web de la CREG con la Circular CREG 082 de 2007 del 24 de diciembre de 2007;

Que la Comisión, mediante Resolución CREG 001 de 2008 publicó un proyecto de resolución que pretende adoptar con el fin de definir la metodología para determinar la tasa de retorno para remunerar la actividad de distribución de energía eléctrica y los estudios relacionados;

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión … del … de … de 2008, aprobó los principios generales y la metodología para el establecimiento de cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local,

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. 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 al STN. Son los bienes que se requieren para que un generador, Operador de Red, usuario final, o varios de los anteriores, se conecten físicamente al Sistema de Transmisión Nacional.

Se consideran 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, la Bahía de Transformador del lado de baja y el módulo de barraje del lado de baja.

En la remuneración de los activos de uso del Nivel de Tensión 4 se incluirá la correspondiente a los Activos de Conexión al STN remunerados mediante cargos por uso.

Activos de Conexión a un STR o a un SDL. Son los que se requieren para que un generador, un Operador de Red o varios de los anteriores se conecten físicamente a un Sistema de Transmisión Regional o a un Sistema de Distribución Local. También son Activos de Conexión los utilizados exclusivamente por un usuario final para conectarse a los Niveles de Tensión 4, 3 ó 2 y no son Activos del Nivel de Tensión 1.

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 a cargo de este estará su operación y mantenimiento.

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

Activos del Nivel de Tensión 1. Son los conformados por las redes de transporte que operan a tensiones menores de 1 kV y los transformadores con voltaje secundario menor a 1 kV que las alimentan, incluyendo las protecciones y equipos de maniobra asociados. 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, se clasifican en UC, no son Activos de Conexión, 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.

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

Areas de Distribución (ADD). Conjunto de redes de Transmisión Regional y/o Distribución Local destinado a la prestación del servicio en zonas urbanas y rurales, que son operadas por uno o más Operadores de Red y que se conforman teniendo en cuenta la cercanía geográfica de los mercados atendidos y el principio de neutralidad establecido en la ley.

Base de Inversiones. Es el conjunto de UC que un Operador de Red requiere para prestar el servicio con una cobertura y calidad determinadas.

Cargo por Uso Unico por Nivel de Tensión. Es el Cargo por Uso definido para cada Nivel de Tensión en cada ADD a utilizar en el cálculo del Costo Unitario de Prestación del Servicio.

Cargos Máximos por Niveles de Tensión 1, 2, 3. Son los cargos expresados en $/kWh para cada Nivel de Tensión que remuneran el uso de los Sistemas de Distribución Local.

Cargos Medios del Nivel de Tensión 4. Son los cargos expresados en $/kWh para el Nivel de Tensión 4 que se utilizarán para efectos de la aplicación del Decreto 388 de 2007.

Cargos de los STR. Son los cargos expresados en $/kWh que remuneran los Activos de Uso del Nivel de Tensión 4 y los Activos de Conexión al STN de los OR.

Cargos por Uso del OR. Son los cargos, expresados en $/kWh acumulados para cada Nivel de Tensión, que remuneran a un OR los Activos de Uso de los STR, y SDL, y los de Conexión de estos sistemas al STN, que se utilizan en el cálculo del Cargo por Uso Unico por Nivel de Tensión.

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.

Costos Medios del Operador de Red: Son los costos por unidad de energía de inversión, administración, operación y mantenimiento aprobados por la CREG y corresponden a los Cargos Máximos por Nivel de Tensión 1, 2 y 3 y a los Cargos Medios del Nivel de Tensión 4 para cada operador de red.

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.

Evento. Situación que causa la indisponibilidad parcial o total de un Activo de Uso de los STR o SDL.

Fecha de Corte. Es el 31 de diciembre de 2007.

Indice Anual Agrupado de la Discontinuidad (IAAD). Indice de Discontinuidad que relaciona la cantidad promedio de Energía No Suministrada (ENS) por cada unidad de Energía Suministrada (ES) por un OR durante el año de evaluación, el cual se obtiene como el promedio de los ITAD del respectivo año. Para el primer año este índice se calculará con el promedio de los IRAD.

Indice de Referencia Agrupado de la Discontinuidad (IRAD). Indice de Discontinuidad que relaciona la cantidad promedio de Energía No Suministrada (ENS) por cada unidad de Energía Suministrada (ES) por un OR durante el período usado como referencia.

Indice Trimestral Agrupado de la Discontinuidad (ITAD). Indice de Discontinuidad que relaciona la cantidad promedio de Energía No Suministrada (ENS) por cada unidad de Energía Suministrada (ES) por un OR durante el trimestre de evaluación.

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. Se entiende que un activo está indisponible cuando no está disponible para el servicio, independientemente de que su función esté siendo suplida por otro activo del SIN.

Ingresos Reconocidos. Son los ingresos que calcula el LAC a partir de los cargos por uso aprobados por la CREG a cada OR, sin considerar los correspondientes al Nivel de Tensión 4, con el fin de utilizarlos en la metodología relacionada con la aplicación de las ADD definidas en el Decreto 388 de 2007.

Liquidador y Administrador de Cuentas, LAC: Entidad encargada de la Liquidación y Administración de Cuentas por los cargos de uso de las redes del Sistema Interconectado Nacional que le sean asignadas y de calcular el ingreso regulado de los transportadores, de acuerdo con las disposiciones contenidas en la regulación vigente.

Mantenimiento Mayor. Mantenimiento de Activos de Uso de los STR que se realiza por una vez cada seis (6) años y que requiere un tiempo mayor a las Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad fijadas para dichos Activos.

Metodología de Ingreso Regulado (Revenue Cap). Metodología de remuneración mediante la cual la Comisión establece, para cada Operador de Red, los ingresos que requiere para remunerar los activos de uso del Nivel de Tensión 4 y los activos de conexión al STN, y que sirven para calcular los cargos de los STR.

Metodología de Precio Máximo (Price Cap). Metodología de remuneración mediante la cual la Comisión aprueba, para cada Operador de Red, los cargos máximos por unidad de energía transportada en los niveles 1, 2 y 3 de su sistema.

Mercado de Comercialización: Conjunto de Usuarios Regulados y No Regulados conectados a un mismo Sistema de Transmisión Regional y/o Distribución Local, servido por un mismo Operador de Red (OR), y los conectados al STN del área de influencia del respectivo OR.

Migración de Usuarios a Niveles de Tensión Superiores: Es la conexión de un usuario final al sistema de un OR en un Nivel de Tensión superior al que se encontraba.

Niveles de Tensión. Los sistemas de Transmisión Regional y/o Distribución Local se clasifican por niveles, en función de la tensión nominal de operación, según la siguiente definición:

Nivel 4: Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 57.5 kV y menor a 220 kV.

Nivel 3: Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 30 kV y menor de 57.5 kV.

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

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

Operador de Red de STR y SDL (OR). Persona encargada de la planeación de la expansión, las inversiones, la operación y el mantenimiento de todo o parte de un STR o SDL, incluidas sus conexiones al STN. Los activos pueden ser de su propiedad o de terceros. Para todos los propósitos son las empresas que tienen Cargos por Uso de los STR o SDL aprobados por la CREG. El OR siempre debe ser una Empresa de Servicios Públicos Domiciliarios. La unidad mínima de un SDL para que un OR solicite Cargos de Uso corresponde a un municipio, sin perjuicio de las situaciones particulares y concretas consolidadas con anterioridad a la vigencia de la presente resolución.

Sistema de Distribución Local (SDL). Sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a los Niveles de Tensión 3, 2 y 1 dedicados a la prestación del servicio en un Mercado de Comercialización.

Sistema de Transmisión Regional (STR). Sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por los activos de conexión al STN y el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan en el Nivel de Tensión 4. Los STR pueden estar conformados por los activos de uno o más Operadores de Red.

Sistema de Transmisión Nacional (STN). Es el sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas y equipos que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV, los transformadores con este nivel de tensión en el lado de baja, y los correspondientes módulos de conexión.

Tasas de Descuento. Tasas calculadas a partir de la estimación del Costo Promedio Ponderado de Capital (WACC) establecido para la actividad de distribución de energía eléctrica en términos constantes y antes de impuestos. Se determina una Tasa de Descuento para remuneración con la Metodología de Ingreso Regulado y otra para remuneración con la Metodología de Precio Máximo.

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

Universalización del Servicio. Objetivo consistente en ampliar la cobertura del servicio eléctrico a toda la población, así como, garantizar el sostenimiento de dicho servicio a la población ya cubierta por el mismo, teniendo en cuenta criterios técnicos y económicos.

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

Usuarios de los STR o SDL. Son los Usuarios finales del servicio de energía eléctrica, Operadores de Red y Generadores conectados a estos sistemas.

ARTÍCULO 2o. 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 establecida en la ley, los cargos de los Sistemas de Distribución Local variarán según los índices de calidad del servicio prestado;

b) Para tener en cuenta las mejoras en productividad, los cargos de los STR y SDL se disminuirán teniendo en cuenta los ingresos recibidos por el OR, por la prestación de servicios distintos al de distribución de electricidad, mediante los mismos activos que son objeto de remuneración a través de esta metodología;

c) Los cargos de los Sistemas de Transmisión Regional y de los Sistemas de Distribución Local, diferentes al Nivel de Tensión 1, se determinarán a partir de los inventarios de los OR, de acuerdo con las UC que se presentan en el Anexo 4. Los OR podrán presentar UC especiales no contempladas en el Anexo 4, para lo cual deberán suministrar la información correspondiente, de acuerdo con las Circulares expedidas por la Comisión;

d) Los costos anuales de los Sistemas de Transmisión Regional se determinarán a partir de los activos de uso pertenecientes al Nivel de Tensión 4 y de las conexiones al STN de los OR;

e) Los cargos máximos de los Sistemas de Distribución Local se determinarán a partir de los activos de uso pertenecientes a los Niveles de Tensión 3 y 2 y de los pagos de cargos por uso entre OR en dichos niveles;

f) Los Cargos máximos del Nivel de Tensión 1 se determinarán de acuerdo con la metodología que se presenta en el Anexo 3;

g) Los usuarios que sean propietarios de activos del Nivel de Tensión 1 pagarán cargos de este nivel de tensión, descontando la parte del cargo que corresponda a la inversión;

h) A los usuarios conectados al Nivel de Tensión 1, ubicados en barrios subnormales, se les facturará cargos del Nivel de Tensión 2;

i) Con independencia de la propiedad de los Activos del Nivel de Tensión 1, el OR es el responsable de su operación y mantenimiento;

j) Los costos y cargos que remuneran los activos de uso podrán ser actualizados a lo largo del período tarifario según lo dispuesto en esta resolución;

k) Cuando un OR se conecte al sistema de otro OR en cualquier Nivel de Tensión igual o inferior al 3, al Operador que está tomando energía del sistema se le considerará como un usuario del otro OR y, en tal caso, deberá pagar hasta el Cargo Máximo del Nivel de Tensión correspondiente (Anexo 3);

l) El comercializador cobrará a sus Usuarios los Cargos por Uso Unicos del Nivel de Tensión donde se encuentre conectado, directa o indirectamente, el medidor del usuario;

m) Los Cargos por Uso del OR, resultantes de aplicar la metodología contenida en esta resolución, remunerarán el uso de la infraestructura necesaria para llevar la energía eléctrica desde los puntos de conexión al STN, hasta el punto de conexión de los usuarios finales a los STR o SDL. Estos cargos por uso no incluyen los costos de conexión del usuario al respectivo STR o SDL, ni las pérdidas de energía que se presentan en los activos de conexión;

n) Un Operador de Red será remunerado mediante cargos por uso por la totalidad de los activos que opera y mantiene en desarrollo de la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica, independientemente de que sea o no propietario de los mismos y sin perjuicio de la remuneración que deberá pagar al propietario por su inversión;

o) Cualquier usuario del STR o SDL podrá contratar la disponibilidad de capacidad de respaldo de la red con el OR del respectivo sistema al cual se conecta, siempre y cuando exista la posibilidad técnica de ofrecerla y pague por ello;

p) Los activos eléctricos dedicados exclusivamente a la prestación del servicio de alumbrado público no hacen parte de los activos que se remuneran vía Cargos por Uso de SDL;

q) Los comercializadores aplicarán cargos por uso de STR o SDL a la demanda asociada con la prestación del servicio de Alumbrado Público del Nivel de Tensión al cual se conecten las redes dedicadas exclusivamente a la prestación de este servicio. Cuando no existan redes exclusivas para el alumbrado público, el comercializador aplicará sobre las demandas respectivas cargos por uso del Nivel de Tensión 2. Si el Alumbrado Público posee medida de energía en el Nivel de Tensión 1 y el transformador no es de propiedad del OR, el comercializador aplicará cargos por uso de este Nivel, descontando la parte del cargo que corresponda a la inversión. Si el transformador que conecta el Alumbrado Público al Nivel de Tensión 2 es exclusivo para Alumbrado Público, y es propiedad del OR, el comercializador aplicará cargos correspondientes al Nivel de Tensión 1;

r) La metodología definida en esta resolución considera características técnicas del transporte de energía eléctrica a través de los STR y SDL, en zonas urbanas y rurales;

s) Los cargos máximos aprobados por parte de la Comisión estarán sujetos al régimen de libertad regulada.

ARTÍCULO 3o. INFORMACIÓN BASE PARA EL CÁLCULO DE LOS COSTOS Y LOS CARGOS. Para la aprobación de los costos y los cargos de un OR se tendrá en cuenta, principalmente, la siguiente información:

-- Inventarios de activos de uso y activos de conexión (remunerados mediante cargos por uso), operados por el OR en el Nivel de Tensión 4.

-- Inventarios de activos de uso y activos de conexión (remunerados mediante cargos por uso), operados por el OR en los Niveles de Tensión 3 y 2 y reportados a la CREG, y que hayan entrado en operación a la Fecha de Corte.

-- Identificación de las UC operadas por el OR ejecutadas con recursos públicos, el valor aportado por las entidades públicas y la fecha de entrada en operación comercial.

-- Areas de los terrenos donde están ubicadas las subestaciones junto con su valor catastral.

-- Energía transportada en todos los Niveles de Tensión, durante los doce meses anteriores a la Fecha de Corte, de acuerdo con el Anexo 8 de esta resolución.

-- Energía registrada en todas las fronteras comerciales, durante los doce meses anteriores a la Fecha de Corte, de acuerdo con la información de XM Expertos en Mercados.

-- Energía vendida por Nivel de Tensión, en cada Mercado de Comercialización, durante los doce meses anteriores a la Fecha de Corte, reportada al SUI.

-- Información sobre las inversiones en Nivel de Tensión 1, obtenida a partir de las muestras estadísticas reportadas por cada OR.

-- Información de los transformadores de distribución reportados al SUI en la base de datos de indicadores de calidad a la Fecha de Corte.

-- Información financiera reportada al SUI para los cinco años calendario anteriores a la Fecha de Corte.

-- Información de indicadores de calidad registrada en el SUI, para los dos años calendario anteriores a la Fecha de Corte.

-- Información sobre eventos en los activos de Conexión al STN, reportados por el CND y eventos en las líneas de Nivel de Tensión 4 reportados por los OR.

-- Ingresos por la explotación de la infraestructura remunerada a través de cargos por uso, en otras actividades diferentes a la de distribución de energía eléctrica, durante los cinco años calendario anteriores a la Fecha de Corte.

ARTÍCULO 4o. INFORMACIÓN REQUERIDA PARA EL CÁLCULO DE LOS CARGOS DE LOS STR. Dentro de los diez (10) días hábiles siguientes a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución los OR deberán someter a aprobación de la CREG lo siguiente:

a) Costo Anual por el uso de los activos del Nivel de Tensión 4, el cual, deberá calcularse de conformidad con la metodología descrita en el numeral 1 del Anexo 2 de la presente resolución;

b) Cargos Máximos de los Niveles de Tensión 3 y 2 para cada uno de los años del período tarifario. Estos cargos deberán ser calculados de conformidad con la metodología descrita en el numeral 2 del Anexo 3 de la presente resolución;

c) Cargos Máximos del Nivel de Tensión 1. Estos cargos deberán ser calculados de conformidad con la metodología descrita en el numeral 3 del Anexo 3 de la presente resolución.

En esta misma oportunidad se suministrará el diagrama unifilar de las redes de los Niveles de Tensión 4 y 3, especificando todas las conexiones a otros Niveles de Tensión.

ARTÍCULO 5o. CÁLCULO DE LOS CARGOS DE LOS STR. Los cargos de los STR serán calculados por el LAC a partir de los costos anuales aprobados por la CREG, de acuerdo con lo establecido en el Anexo 5.

ARTÍCULO 6o. 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 un SDL existente, los respectivos agentes deberán someter en forma previa, para la aprobación de la CREG, la información de que trata esta resolución para los nuevos sistemas que van a operar;

b) Un Operador de Red que entra a reemplazar a otro OR que opera una red existente, que ya tiene cargos aprobados para un STR o SDL, no requiere una nueva aprobación de cargos por parte de la Comisión;

c) Cuando se trate de la unificación de cargos para SDL de dos o más OR, se ponderarán los cargos con la energía útil en cada nivel de tensión, sin perjuicio de las demás disposiciones vigentes en materia de integración de mercados.

ARTÍCULO 7o. TRATAMIENTO DE ACTIVOS DE CONEXIÓN AL STN. A partir de la entrada en vigencia de la presente resolución, los usuarios que se conecten a activos que están siendo remunerados a los OR mediante cargos por uso, se entenderán conectados a un STR o SDL y por lo tanto pagarán los cargos por uso respectivos.

Los activos de Conexión al STN que utilizan los OR serán considerados en el cálculo de los costos del STR y se remunerarán vía cargos por uso.

PARÁGRAFO. Para las situaciones particulares y concretas consolidadas con anterioridad a la entrada en vigencia de la presente resolución, en las que se tengan usuarios considerados como conectados directamente al STN, no habrá lugar al cobro de cargos por uso de STR o SDL. Para este efecto, se entiende que un usuario está conectado directamente al STN cuando el equipo que está instalado entre su punto de conexión y el STN corresponde a activos de transformación con tensión primaria del STN y sus módulos asociados. En estas condiciones sólo se remunerará vía cargos por uso la proporción de los activos que utiliza el OR. Los porcentajes de participación en el uso para remunerar el activo entre quienes lo utilizan, se determinan en proporción a las demandas máximas de cada una de las partes.

ARTÍCULO 8o. CALIDAD DEL SERVICIO DE DISTRIBUCIÓN. La calidad del servicio se determinará a partir de la información recolectada por el CND sobre la duración de las indisponibilidades de los activos de conexión al STN y de las líneas que hacen parte de cada STR. La remuneración que reciben los OR, responsables de tales activos, se disminuirá cuando se incumplan las metas y las exigencias señaladas en el Anexo 9.

Para los Niveles de Tensión 1, 2 y 3, la calidad del servicio de distribución prestado por un OR se evaluará trimestralmente en términos de la calidad media brindada a los usuarios conectados a estos Niveles de Tensión, comparándola con la calidad media de referencia del OR y una calidad media mínima establecida por la regulación. En función de las mejoras o desmejoras en la calidad media del servicio prestado, el OR podrá obtener un aumento o disminución de sus Cargos por Uso con base en la metodología descrita en el Anexo 9.

ARTÍCULO 9o. ACTUALIZACIÓN DE LOS CARGOS POR LA PUESTA EN SERVICIO DE NUEVOS ACTIVOS. Cuando entren en operación nuevos Activos de Uso se actualizarán los cargos correspondientes siempre que se cumplan las condiciones que a continuación se describen:

a) Activos de Nivel de Tensión 4 o de Conexión al STN. El Costo Anual por el uso de los activos del Nivel de Tensión 4 o el Costo Anual de los Activos de Conexión al STN, serán revisados por la Comisión, cuando el operador de red cumpla con los siguientes requisitos, lo cual debe acreditar con su solicitud de actualización de cargos:

i) Presentación a la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, del proyecto con las alternativas estudiadas y sus respectivas evaluaciones económicas;

ii) Aprobación de los proyectos de Conexión al STN y los proyectos relacionados con Activos de Uso del Nivel de Tensión 4 por la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, de acuerdo con los criterios de expansión del Sistema Interconectado Nacional adoptados por el Ministerio de Minas y Energía;

iii) Para los proyectos de Conexión al STN, suscripción del respectivo contrato de conexión con sujeción a la regulación vigente.

De igual manera, el Costo Anual por el uso de los activos del Nivel de Tensión 4 o el Costo Anual de los Activos de Conexión al STN, serán revisados oficiosamente por la Comisión cuando alguno de los activos reportados para su remuneración continúe en servicio. El agente deberá informar a la Comisión sobre la ocurrencia de tal hecho;

b) Activos con costos superiores a los Costos Medios. Los costos del Nivel de Tensión 4 y los cargos de los Niveles de Tensión 3 y 2 podrán ser revisados, una vez por año calendario, cuando entren en operación proyectos cuyos costos resulten superiores a los Cargos Medios de Nivel 4 o a los Cargos Máximos de los Niveles de Tensión 3 y 2.

Con este propósito se definen los siguientes criterios a aplicar por la UPME:

-- La relación Beneficio / Costo debe ser superior o igual a 1.

-- Se debe demostrar que es la mejor opción frente a otras alternativas de prestación del servicio.

El OR deberá reportar la siguiente información:

i) A la UPME:

-- Proyecto con las alternativas estudiadas y las respectivas evaluaciones económicas.

-- Energía anual adicional que servirá al proyecto, la cual no podría servirse sin su entrada en operación

-- Demostración de que el proyecto fue sometido a una auditoría en la cual se verificó que el proyecto fue realizado de acuerdo con la alternativa seleccionada por la UPME y con el cumplimiento de las normas de construcción y seguridad vigentes.

-- Evidencia de que los procesos de contratación para la ejecución del proyecto aseguran la posibilidad de concurrencia a los eventuales contratistas en igualdad de condiciones,

ii) A la CREG

-- Constancia de aprobación del proyecto por parte de la UPME

-- Certificación de entrada en operación comercial:

– Para proyectos de Nivel de Tensión 4, expedida por el CND

– Para proyectos de Nivel de Tensión 3 ó 2, expedida por el Operador de Red al que se conectó.

-- Asimilación a UC de conformidad con el Anexo 4 de la presente resolución.

-- Presentar un anexo con los costos finales desagregados de todas las inversiones y las actividades relacionadas con el proyecto.

-- Información sobre la aportación al nuevo proyecto de bienes o derechos por parte de entidades públicas, indicando cuáles han sido capitalizados.

El ajuste de los cargos se realizará de conformidad con lo establecido en el Anexo 3 de la presente resolución.

PARÁGRAFO 1o. Cuando, durante la vigencia del período tarifario, la Comisión apruebe modificar la remuneración de un STR según lo establecido en el literal b) de este artículo, los nuevos Costos Anuales serán considerados en la liquidación y recaudo de los cargos de los STR respectivos, a partir del mes siguiente al de la entrada en vigencia de la respectiva resolución, siempre y cuando el proyecto haya entrado en operación comercial. Las actualizaciones aprobadas de acuerdo con lo señalado en el literal b) de este artículo serán considerados en la liquidación y recaudo de los cargos de los STR y SDL respectivos, en el año siguiente al de la entrada en operación comercial del proyecto siempre que haya quedado en firme la respectiva resolución. Para las actualizaciones se seguirá la metodología descrita en el numeral 1 del Anexo 3 y numeral 1 del Anexo 5 de la presente resolución.

PARÁGRAFO 2o. La Comisión podrá efectuar las auditorías que considere pertinentes para verificar la información sobre los nuevos activos de que trata este artículo.

ARTÍCULO 10. ACTUALIZACIÓN, LIQUIDACIÓN Y RECAUDO DE LOS CARGOS POR USO DE STR Y SDL. Los Cargos por Uso de los STR y SDL, se actualizarán, liquidarán y recaudarán, así:

a) Cargos de los STR. Los Cargos de un STR serán actualizados, liquidados y facturados a los comercializadores que atienden Usuarios de los STR o SDL por el Liquidador y Administrador de Cuentas (LAC), siguiendo las disposiciones contenidas en el numeral 1.1 del Anexo 5, de la presente resolución.

Los valores recaudados por el LAC serán distribuidos entre los Operadores de Red que conforman cada STR, siguiendo la metodología descrita en el numeral 1.2 del Anexo 5, de la presente resolución;

b) Cargos de los SDL. Los Cargos de los SDL serán actualizados, liquidados y facturados siguiendo las disposiciones contenidas en el numeral 2 del Anexo 5, de la presente resolución.

ARTÍCULO 11. CONFORMACIÓN DE LOS STR Y LAS ADD. Para efectos de la liquidación de cargos por uso se establecen los STR y las ADD definidos en el Anexo 1.

PARÁGRAFO 1o. 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.

PARÁGRAFO 2o. Los nuevos SDL serán integrados a una de las ADD definidas de acuerdo con los criterios establecidos en los Decretos 388 de 2007 y dependiendo de la ubicación de sus activos dentro de las referidas áreas.

ARTÍCULO 12. CARGOS POR USO PARA EL CÁLCULO DEL COSTO UNITARIO DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO. Los cargos por uso, por Niveles de Tensión, que serán utilizados para determinar el Costo Unitario de Prestación del Servicio, definido según lo dispuesto en la Resolución CREG 119 de 2007, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, serán determinados por cada comercializador siguiendo las disposiciones del numeral 4 del Anexo 5 de la presente resolución.

ARTÍCULO 13. MIGRACIÓN DE USUARIOS A NIVELES DE TENSIÓN SUPERIORES. Los Usuarios de los SDL podrán migrar a un nivel de tensión superior, siempre que cumplan los siguientes requisitos ante el respectivo OR:

-- Justificar técnicamente la necesidad de cambio de Nivel de Tensión.

-- Obtener autorización del OR a cuyas redes se encuentra conectado el usuario.

PARÁGRAFO 1o. Los OR deben disponer de un estudio técnico, actualizado anualmente, que considere entre otros aspectos: pérdidas, regulación y calidad de su sistema que permita determinar, según la capacidad de conexión solicitada por un usuario, el nivel de tensión al cual debería conectarse, sujeto a que dicho nivel de tensión esté disponible. Dicho estudio debe ser público y sometido a comentarios de los terceros interesados, los cuales deberán ser resueltos por el OR.

PARÁGRAFO 2o. El OR tendrá un plazo de 15 días hábiles para decidir sobre la solicitud de migración. La negación de la autorización deberá estar técnicamente justificada.

ARTÍCULO 14. CARGOS POR DISPONIBILIDAD DE CAPACIDAD DE RESPALDO DE LA RED. Los Usuarios de los STR o SDL podrán solicitar al OR del sistema al cual se conectan, a través de su comercializador, la suscripción de un contrato de disponibilidad de capacidad de respaldo de la red.

La tarifa por unidad de potencia que acuerden las partes, no podrá ser superior a 8.300 $/kVA–año (pesos de diciembre de 2007), independientemente del Nivel de Tensión al cual esté conectado el usuario. La tarifa acordada se actualizará mensualmente con el Indice de Precios al Productor total Nacional (IPP).

PARÁGRAFO. Cuando no se contrate, los OR no estarán obligados a garantizar la disponibilidad de capacidad de respaldo de la red.

ARTÍCULO 15. TRANSPORTE DE ENERGÍA REACTIVA. En caso de que la energía reactiva consumida por un Usuario de los STR o SDL, sea mayor al cincuenta por ciento (50%) de la energía activa (kWh) que le es entregada en cada período horario, el exceso sobre este límite, en cada período, se considerará como energía activa para efectos de liquidar mensualmente el cargo por uso del respectivo sistema, de acuerdo con lo dispuesto en el numeral 8 del Anexo 5 de esta resolución.

Para los fines de esta norma, la energía reactiva consumida por un Usuario de los STR o SDL resultará del balance de la energía que le es entregada al Usuario de los STR o SDL, en un mismo nodo y en cada período horario, de acuerdo con lo registrado en las fronteras comerciales del respectivo usuario, asociadas a dicho nodo.

El OR podrá conectar equipos de medida de energía reactiva para aquellos usuarios de Nivel de Tensión 1 o fronteras comerciales, a fin de establecer el cobro de energía reactiva.

ARTÍCULO 16. CLASIFICACIÓN DE ACTIVOS DE CONEXIÓN Y ACTIVOS DE USO. Los activos que sean declarados para ser remunerados mediante cargos por uso o contratos de conexión, al momento de solicitud de aprobación por parte del OR de los cargos, mantendrán este tipo de remuneración durante todo el período tarifario.

PARÁGRAFO 1o. Durante el período tarifario, los OR no podrán exigir la remuneración, a través de contratos de conexión, de activos que hayan sido reportados para ser remunerados mediante Cargos por Uso.

PARÁGRAFO 2o. Si a un activo se conectan uno o varios transportadores, el activo se remunerará mediante cargos por uso. Los porcentajes de participación para remunerar el activo entre quienes lo utilizan se determinan en proporción a sus demandas máximas.

ARTÍCULO 17. CRITERIO DE SEGURIDAD Y CONFIABILIDAD EN LOS STR. Las conexiones de los OR al STN, que tienen un sólo transformador, deberán contar con una unidad de reserva.

Por unidad de reserva se entiende un (1) transformador trifásico o un (1) transformador monofásico para el caso de los bancos de transformadores.

PARÁGRAFO 1o. Los OR deben cumplir con lo exigido en este artículo dentro de los tres años siguientes a la vigencia de la presente resolución y presentar ante la CREG, la solicitud de remuneración del activo mediante la actualización del costo anual.

PARÁGRAFO 2o. La Comisión podrá efectuar las auditorías que considere pertinentes para verificar la información sobre las unidades de reserva.

ARTÍCULO 18. VIGENCIA DE LOS CARGOS. Los costos y cargos por uso de los STR y SDL que defina la Comisión estarán vigentes desde la fecha en que quede en firme la resolución que los apruebe y hasta cuando se cumplan cinco años desde la entrada en vigencia de la presente resolución.

PARÁGRAFO 1o. Los Operadores de Red deberán someter a aprobación de la Comisión, dentro de los diez (10) días hábiles siguientes a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución, con base en la metodología aquí establecida, el estudio de los cargos aplicables para el presente período tarifario.

PARÁGRAFO 2o. Una vez enviada la información, la CREG ordenará al OR publicar en un diario de amplia circulación, en la zona donde presta el servicio, o en uno de circulación nacional, un resumen del estudio de cargos que se presentó a la Comisión, con el fin de que los terceros interesados puedan intervenir en la actuación administrativa. El OR deberá enviar a la Comisión copia del aviso de prensa respectivo. El resumen deberá contener como mínimo la información contenida en el Anexo 7 de esta resolución.

PARÁGRAFO 3o. Vencido el período de vigencia de los cargos por uso que apruebe la Comisión, estos continuarán rigiendo hasta que la Comisión apruebe los nuevos.

ARTÍCULO 19. PRUEBAS. La CREG aplicará el mecanismo de verificación que se describe en el Anexo 6 de la presente resolución, sin perjuicio de la facultad de decretar otras pruebas conforme al artículo 108 de la Ley 142 de 1994.

ARTÍCULO 20. DECISIÓN SOBRE APROBACIÓN DE LOS CARGOS DE CADA OPERADOR DE RED. Una vez analizada la información presentada por los Operadores de Red, habiendo dado oportunidad de ser oídos a los interesados, y practicadas las pruebas a que hubiera lugar, de conformidad con la ley, la Comisión procederá a aprobar los cargos máximos de que trata el artículo 4o de la presente resolución.

PARÁGRAFO. Cuando el OR no someta a aprobación de la CREG los Costos Anuales y los Cargos Máximos en el plazo previsto o los someta con información que incumpla los parámetros de verificación establecidos en el Anexo 6, la Comisión fijará los Costos Anuales con la información disponible y los Cargos Máximos con los valores más bajos vigentes al momento de la adopción de la decisión, sin perjuicio de las sanciones y demás medidas a que haya lugar. Estos cargos estarán vigentes hasta que el OR formule la respectiva solicitud y los nuevos le sean aprobados.

ARTÍCULO 21. RECURSOS. De acuerdo con lo previsto por el artículo 113 de la Ley 142 de 1994, contra la decisión mediante la cual la Comisión apruebe los cargos máximos de cada Operador de Red, procede el recurso de reposición, el cual podrá interponerse ante la Dirección Ejecutiva de la Comisión, dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha en que sea notificada o publicada, según el caso.

ARTÍCULO 22. TRANSICIÓN TARIFARIA. Los Cargos Unicos por Nivel de Tensión resultantes de la aplicación de la presente metodología serán objeto de transición de acuerdo con lo establecido en el numeral 4 del Anexo 5 de la presente resolución.

ARTÍCULO 23. DEROGATORIAS. La presente resolución deroga los numerales 9.3 y 9.4 del Anexo General de la Resolución CREG 070 de 1998 y aquellas disposiciones que le sean contrarias.

ARTÍCULO 24. VIGENCIA. La resolución que finalmente se adopte regirá a partir de su publicación en el Diario Oficial y derogará en esa fecha las disposiciones que le sean contrarias y las que aquí se propone derogar expresamente, si así se decide.

Firma del proyecto:

El Presidente,

MANUEL MAIGUASHCA OLANO,

Viceministro de Minas y Energía Delegado del Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

HERNÁN MOLINA VALENCIA

ANEXO 1.

CONFORMACIÓN DE STR Y ADD.

1. Sistemas de Transmisión Regional (STR).

Se conforman dos (2) STR con los activos de conexión al STN y el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, en el Nivel de Tensión 4, de los OR enumerados en cada uno de ellos.

1.1. STR Norte

1. Electrificadora de la Costa Atlántica S. A. ESP.

2. Electrificadora del Caribe S. A. ESP.

1.2 STR Centro-Sur

1. Central Hidroeléctrica de Caldas S. A. ESP.

2. Centrales Eléctricas de Nariño S. A. ESP.

3. Centrales Eléctricas del Cauca S. A. ESP.

4. Centrales Eléctricas del Norte de Santander S. A. ESP.

5. Codensa S. A. ESP.

6. Compañía de Electricidad de Tuluá S. A. ESP.

7. Compañía Energética del Tolima S. A. ESP.

8. Distribuidora del Pacífico S. A. ESP.

9. Electrificadora de Santander S. A. ESP.

10. Electrificadora del Caquetá. S. A. ESP.

11. Electrificadora del Huila S. A. ESP.

12. Electrificadora del Meta S. A. ESP.

13. Empresa de Energía de Arauca S. A. ESP.

14. Empresa de Energía de Boyacá S. A. ESP.

15. Empresa de Energía de Cundinamarca S. A. ESP.

16. Empresa de Energía de Pereira S. A. ESP.

17. Empresa de Energía del Bajo Putumayo S. A. ESP.

18. Empresa de Energía del Casanare S. A. ESP.

19. Empresa de Energía del Pacífico S. A. ESP.

20. Empresa de Energía del Putumayo S. A. ESP.

21. Empresa de Energía del Quindío S. A. ESP.

22. Empresa de Energía del Valle del Sibundoy S. A. ESP.

23. Empresa de Energía Eléctrica del Departamento del Guaviare S. A. ESP.

24. Empresas Municipales de Cali EICE ESP.

25. Empresas Municipales de Cartago S. A. ESP.

26. Empresas Municipales de Energía Eléctrica S. A. ESP.

27. Empresas Públicas de Medellín S. A. ESP.

28. Municipio de Campamento S. A. ESP.

29. Ruitoque S. A. ESP.

2. Areas de Distribución (ADD).

Se conforman cuatro (4) ADD conformadas por el conjunto de redes de Distribución Local destinadas a la prestación del servicio de los OR enumerados en cada uno de ellas.

2.1 ADD Norte

1. Electrificadora de la Costa Atlántica S. A. ESP.

2. Electrificadora del Caribe S. A. ESP.

2.2 ADD Oriente

1. Centrales Eléctricas del Norte de Santander S. A. ESP.

2. Codensa S. A. ESP.

3. Compañía Energética del Tolima S. A. ESP.

4. Electrificadora de Santander S. A. ESP.

5. Electrificadora del Caquetá S. A. ESP.

6. Electrificadora del Huila S. A. ESP.

7. Electrificadora del Meta S. A. ESP.

8. Empresa de Energía de Arauca S. A. ESP.

9. Empresa de Energía de Boyacá S. A. ESP.

10. Empresa de Energía de Casanare S. A. ESP.

11. Empresa de Energía de Cundinamarca S. A. ESP.

12. Empresa de Energía del Bajo Putumayo S. A. ESP.

13. Empresa de Energía del Putumayo S. A. ESP.

14. Empresa de Energía del Valle del Sibundoy S. A. ESP.

15. Empresa de Energía Eléctrica del Departamento del Guaviare S. A. ESP.

16. Ruitoque S. A. ESP.

2.3 ADD Centro

1. Central Hidroeléctrica de Caldas S. A. ESP.

2. Centrales Eléctricas de Nariño S. A. ESP.

3. Centrales Eléctricas del Cauca S. A. ESP.

4. Compañía de Electricidad de Tuluá S. A. ESP.

5. Empresa de Energía de Pereira S. A. ESP.

6. Empresa de Energía del Pacífico S. A. ESP.

7. Empresa de Energía del Quindío S. A. ESP.

8. Empresas Municipales de Cali EICE ESP.

9. Empresas Municipales de Cartago S. A. ESP.

10. Empresas Municipales de Energía Eléctrica S. A. ESP.

11. Empresas Públicas de Medellín ESP.

12. Municipio de Campamento S. A. ESP.

2.4 ADD Occidente

Distribuidora del Pacífico S. A. ESP.

El Presidente,

MANUEL MAIGUASHCA OLANO,

Viceministro de Minas y Energía Delegado del Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

HERNÁN MOLINA VALENCIA

ANEXO 2.

CÁLCULO DE COSTOS ANUALES.

1. Determinación de los Costos Anuales por el Uso de los Activos de los Niveles de Tensión 4, 3 y 2

Para cada uno de los Niveles de Tensión 4, 3 y 2 de los STR o SDL, se determinará un costo anual por su uso, en pesos colombianos de diciembre de 2007, de acuerdo con la siguiente fórmula:

Donde:

n: Nivel de Tensión 4, 3 ó 2

CAj,n,k: Costo Anual por uso de los activos del Nivel de Tensión n, para el Operador de Red j, en el año k.

CAAEj,n,k: Costo Anual Equivalente de los Activos de Uso en el Nivel de Tensión n, para el Operador de Red j, en el año k.

CAANEj,n,k: Costo Anual Equivalente de los Activos No Eléctricos asignable al Nivel de Tensión n, para el Operador de Red j, en el año k.

AOMj,n,k: Gastos anuales de Administración, Operación y Mantenimiento asignables al Nivel de Tensión n, para el Operador de Red j, en el año k.

OIj: Otros Ingresos por la explotación de los activos remunerados mediante cargos por uso en actividades distintas a la de distribución de energía eléctrica. Este valor corresponde al 50% del valor promedio de los ingresos por este concepto en los últimos cinco años.

Nsj: Número Total de Niveles de Tensión (máximo 4), para los cuales el OR j opera activos de uso.

Cada uno de los componentes que conforman los costos anuales, se determinará de conformidad con las siguientes disposiciones:

1.1 Costo Anual Equivalente de Activos de Uso (CAAEj,n):

El Costo Anual Equivalente de los Activos de Uso se determinará a partir de:

-- Los inventarios de Activos en Operación a la Fecha de Corte reportados por los OR a la CREG en la solicitud de cargos, clasificados según el listado de UC que se presenta en el Anexo 4 de la presente resolución y las UC especiales sometidas a consideración de la Comisión e indicando el mes y el año de entrada en operación comercial. En particular, se deben identificar los activos que han sido financiados con recursos provenientes del presupuesto nacional, territorial o municipal, informando cuáles de ellos han sido capitalizados.

-- La valoración de las UC reportadas, utilizando el Costo Reconocido y la vida útil que se establecen en el Anexo 4 de la presente resolución.

-- Los terrenos asociados con cada subestación reportados por el OR a la CREG, conjuntamente con la solicitud de aprobación de que trata el artículo 4o de la presente resolución, indicando para cada terreno su área (m2) y valor catastral total (en pesos de diciembre de 2007).

Para el Nivel de Tensión 4 se considerarán los siguientes activos:

-- Los activos aprobados al OR conforme a la metodología de la Resolución CREG 082 de 2002, que se encuentren en operación a la fecha de presentación de la nueva solicitud de cargos,

-- Las actualizaciones aprobadas por la Comisión en cumplimiento del artículo 6o de la Resolución CREG 082 de 2002 y.

-- Los activos que al momento de la solicitud de cargos, tengan la aprobación correspondiente de la UPME y se encuentren en operación.

El costo anual equivalente de los activos de uso para cada Nivel de Tensión se determina así:

CAAEj,n,k: Costo Anual Equivalente de los Activos de Uso en el Nivel de Tensión n, para el Operador de Red j, en el año k.

NRj,n: Número total de UC del Nivel de Tensión n, reportadas por el OR j.

CRi,k: Costo Reconocido para la UC i, en el año k, reportada por el OR j.

PUj,i: Fracción del costo de la UC i, que es remunerada vía cargos por uso al OR j.

RPPj,i: Esta fracción corresponde a la proporción de la UC financiada con recursos distintos a los públicos no capitalizados. Será cero (0) cuando la UC fue totalmente financiada con recursos públicos no capitalizados.

r: Tasa de Descuento para la remuneración con la Metodología de Ingreso Regulado o con la Metodología de Precio Máximo, según corresponda.

Vi: Vida útil en años, reconocida para la UC i.

CATj,n: Costo Anual de Terrenos para el OR j, del Nivel de Tensión n. Aplica exclusivamente a las UC de Subestaciones, y se calcula según lo dispuesto en el numeral 1.1.1 de este Anexo.

CASNj,k: Costo Anual de las UC que no se asocian con un Nivel de Tensión específico, para el OR j, en el año k. Este costo se determina según lo establecido en el numeral 1.1.2 de este Anexo.

Nsj: Número Total de Niveles de Tensión (máximo 4), para los cuales el OR j opera activos de uso.

Dsj,n: Variable que toma los valores 1 ó 0. Su valor es 1 cuando el OR j reporta activos de uso para el Nivel de Tensión n.

1.1.1 Costo Anual de Terrenos (CATj,n)

Este costo se calcula para cada Nivel de Tensión de acuerdo con la siguiente expresión:

Donde:

CATj,n: Costo Anual de Terrenos para el OR j, del Nivel de Tensión n. Aplica exclusivamente a las UC de Subestaciones.

R: 5.8% [1]. Porcentaje reconocido anualmente sobre el valor de los terrenos.

NSj,n: Número total de UC de subestaciones del Nivel de Tensión n, reportadas por el OR j, sobre las cuales se reconocen áreas de terrenos.

ATi: Area Típica reconocida a la UC i (m2). Las Areas Típicas se definen en el Anexo 4 de la presente resolución.

PUj,i: Fracción del costo de la UC i que es remunerada vía cargos por uso al OR j.

RPPj,i: Esta fracción corresponde a la proporción de la UC financiada con recursos distintos a los públicos no capitalizados. Será cero (0) cuando la UC fue totalmente financiada con recursos públicos no capitalizados.

VCTi: Valor Catastral del Terreno ($/m2 de diciembre de 2007) correspondiente a la subestación en la cual se encuentra la UC i.

1.1.2 Costo Anual de UC que no se asocian con un Nivel de Tensión específico (CASNj)

Este costo se determina según la siguiente expresión:

Donde:

CASNj,k: Costo Anual de las UC que no se asocian con un Nivel de Tensión específico, para el OR j, en el año k. Este costo se determina según lo establecido en el numeral 1.1.2.

NSNj: Número total de UC reportadas por el OR j, y que no están asociadas con un Nivel de Tensión específico.

CRi,k: Costo Reconocido para la UC i, en el año k, reportada por el OR j.

r: Tasa de Descuento para la remuneración con la Metodología de Ingreso Regulado.

Vi: Vida útil en años, reconocida para la UC i.

1.2 Costo Anual Equivalente de Activos No Eléctricos (CAANEj,n,k):

Se determinará el Costo Anual Equivalente de los Activos No Eléctricos que se reconoce al Operador de Red, en los Niveles de Tensión 4, 3 y 2, de acuerdo con la siguiente expresión:

Donde:

CAANEj,n,k: Costo Anual Equivalente de los Activos No Eléctricos asignable al Nivel de Tensión n, para el Operador de Red j, en el año k.

NE: Fracción del Costo Anual Equivalente de los Activos de Uso del Operador de Red, que se reconoce como Costo Anual Equivalente de Activos No Eléctricos. NE es igual a 0.041 para los Niveles de Tensión 4, 3 y 2.

CAAEj,n,k: Costo Anual Equivalente de Activos de Uso del Nivel de Tensión n para el OR j, en el año k.

1.3 Gastos Anuales de Administración, Operación y Mantenimiento (AOMj,n,k):

El valor de los gastos de AOM se establece para el OR j como un porcentaje del Costo Reconocido del total de sus Unidades Constructivas remuneradas vía cargos por uso, de acuerdo con la siguiente metodología:

a) Para el año de inicio del período regulatorio se fija un porcentaje de referencia igual para todas las empresas, de tal forma que el valor a reconocer por AOM sea equivalente al valor que se está reconociendo actualmente. Dicho porcentaje de referencia se obtiene como la relación entre la suma del AOM que se le está reconociendo a todos los OR, con base en la metodología de la Resolución CREG 082 de 2002, y la suma del Costo Reconocido de las Unidades Constructivas, valoradas con lo establecido en el Anexo 4 y remuneradas vía cargos por uso, de todos los OR. A este porcentaje de referencia, se adiciona un porcentaje igual a 0.5%, multiplicado por la proporción que representa el valor de los activos de cada empresa que se encuentren en ambientes corrosivos frente al valor total de sus activos;

b) Para los años siguientes del período regulatorio, se establecen un límite superior y uno inferior. Para determinar el límite superior se tendrá en cuenta el porcentaje de AOM, calculado con la información reportada durante el período 2001-2006, de la empresa con los mejores resultados en cuanto a indicadores de calidad obtenidos de acuerdo con lo señalado en el Anexo 9. Para establecer el límite inferior se restará 2% al porcentaje de referencia y, para cada empresa, se adicionará un porcentaje igual a 0.5%, multiplicado por la proporción que representa el valor de los activos de cada empresa que se encuentren en ambientes corrosivos frente al valor total de sus activos. En ningún caso el porcentaje de AOM a reconocer al OR j, en el año k, PAOMRj,k, será mayor ni menor a los límites establecidos aquí;

c) En el mes de marzo de cada año, los OR deben enviar a la CREG la información extractada del Plan Unico de Cuentas, PUC, a 31 de diciembre del año inmediatamente anterior, debidamente certificada por el representante legal y el revisor fiscal, donde se separe de las cuentas de AOM la parte correspondiente a reposición y se informen las inversiones realizadas tanto en activos nuevos como en reposición. En el reporte se deben mostrar los gastos AOM correspondientes a la actividad de distribución, con la cual se determina el AOM Demostrado por el OR j, en el año k-1, AOMDj,k-1;

d) A partir del AOMDj,k-1 se determina el porcentaje de AOM demostrado en el año k-1, PAOMDj,k-1, como la relación entre el AOMDj,k-1 y el Costo Reconocido, en el año de inicio del período regulatorio, de todas las Unidades Constructivas del OR j, remuneradas vía cargos por uso, actualizadas al año k-1. El porcentaje de AOM a Reconocer en el año k, PAOMRj,k, se obtiene tal como se muestra a continuación:

i) Si el porcentaje de AOM demostrado en el año k-1, PAOMDj,k–1, es superior al porcentaje de AOM Reconocido en el año k-1, PAOMRj,k-1, el porcentaje de AOM a reconocer en el año k, PAOMRj,k, será igual al demostrado, PAOMDj,k-1, siempre que los dos Indices Anuales Agrupados de la Discontinuidad (IAAD), calculados al mes de diciembre del año k-1, para cada uno de los grupos de calidad, sean inferiores a los IAAD calculados doce meses atrás. Cuando estos índices sean superiores o iguales para cualquiera de los grupos de calidad, el nuevo porcentaje de AOM a reconocer, PAOMRj,k, será igual al porcentaje de AOM reconocido en el año k-1, PAOMRj,k-1;

ii) Si el porcentaje de AOM demostrado en el año k-1, PAOMDj,k–1,es inferior al porcentaje de AOM Reconocido en el año k-1, PAOMRj,k-1, este último se ajustará con la mitad de la diferencia entre el PAOM_Rj,k-1 y el PAOMDj,k-1 siempre que los dos Indices Anuales Agrupados de la Discontinuidad (IAAD), calculados al mes de diciembre del año k-1, para cada uno de los grupos de calidad, sean inferiores a los IAAD calculados doce meses atrás. Cuando estos índices sean superiores o iguales para cualquiera de los grupos de calidad, el nuevo porcentaje de AOM a reconocer, PAOMRj,k, será igual al porcentaje de AOM demostrado en el año k-1, PAOMDj,k-1;

e) Cuando una empresa no entregue la información de AOM solicitada, el porcentaje de AOM reconocido y el límite superior establecido se disminuirán en un 0.5% por cada año de no entrega de información. La información suministrada por las empresas que no corresponda con la solicitada o aquella que no obtenga el visto bueno de la Auditoría contratada para revisar esta información, se considerará como no entregada;

f) Una vez se conozca el porcentaje de AOM a reconocer al OR j, en el año k, PAOMRj,k, este será ajustado con la valoración de las Unidades Constructivas establecida en el Anexo 4,

g) El porcentaje de AOM a reconocer al OR j, en el año k, PAOMRj,k, se aplicará a partir del mes de mayo del año k.

Los Gastos anuales por concepto de Administración, Operación y Mantenimiento que se reconocerán al OR j, para el Nivel de Tensión n, en el año k, (AOMj,n,k), se estimarán de acuerdo con la siguiente expresión:

 

Donde:

AOMj,n,k: Gastos anuales de Administración, Operación y Mantenimiento asignables al Nivel de Tensión n, para el OR j, en el año k.

n: Nivel de Tensión 4, 3 ó 2

PAOMRj,k: Porcentaje que se reconoce al OR j, en el año k, para remunerar el gasto anual de administración, operación y mantenimiento. Porcentaje igual para los diferentes Niveles de Tensión n.

NRj,n: Número total de UC del Nivel de Tensión n, reportadas por el OR j, incluidas las UC financiadas con recursos públicos no capitalizados.

CRi,k: Costo Reconocido para la UC i, en el año k, reportada por el OR j.

PUj,i: Fracción del costo de la UC i, que es remunerada vía cargos por uso al OR j.

NSNj: Número total de UC reportadas por el OR j, y que no están asociadas con un Nivel de Tensión específico.

Dsj,n: Variable que toma los valores 1 ó 0. Su valor es 1 cuando el OR j reporta activos de uso para el Nivel de Tensión n.

Nsj: Número Total de Niveles de Tensión (máximo 4), para los cuales el OR j opera activos de uso.

2. Costo Anual para el Nivel de Tensión 1

2.1 Costo Anual de Inversión

El Costo anual equivalente de los activos de uso para el Nivel de Tensión 1 se determina así:

Donde:

Inv_Tj,1: Inversión total estimada en el Nivel de Tensión 1, para el OR j.

r: Tasa de descuento reconocida para la metodología de Precio Máximo.

Vi: Vida útil en años, reconocida para los activos de Nivel de Tensión 1. Su valor es 20 años.

OIj: Otros Ingresos por la explotación de los activos remunerados mediante cargos por uso en actividades distintas a la de distribución de energía eléctrica. Este valor corresponde al 50% del valor promedio de los ingresos por este concepto en los últimos cinco años.

Nsj: Número Total de Niveles de Tensión (máximo 4), para los cuales el OR j opera activos de uso.

La inversión total estimada para cada OR se obtiene de la siguiente manera:

Donde:

NTj: Número de Transformadores de Distribución de Nivel de Tensión 1, para el OR j. Corresponde a los transformadores reportados al SUI por los OR a diciembre de 2007.

H: Número de estratos de la muestra del OR j.

Inv_Hj,i: Inversión media por circuito (transformador más red secundaria) estimada en el Nivel de Tensión 1, para el estrato i, de la muestra del OR j.

Wj,i: Ponderación del estrato i de la muestra del OR j.

 Donde:

Inv_Cj,k,i: Inversión estimada del circuito k del estrato i, de la muestra del OR j. Para obtener este valor se utiliza el inventario de los circuitos de la muestra reportados por el OR a la Comisión en respuesta a la Circular CREG 013 de 2007.

NMj,i: Número de Transformadores de Distribución de Nivel de Tensión 1, de la Muestra del OR j, del estrato i.

Wj,i: Ponderación del estrato i de la muestra del OR j.

El factor de ponderación del estrato i, de la muestra del OR j, se obtiene de la siguiente manera:

Donde:

Nj,i: Número de Transformadores de Distribución de Nivel de Tensión 1, del OR j, del estrato i.

2.2 Costo Anual de AOM

El costo anual de AOM para el Nivel de Tensión 1 se calcula con la siguiente expresión:

CAAOMj,1: Gastos anuales de AOM asociados a los activos de Nivel de Tensión 1, a reconocer al OR j.

Inv_Tj,1: Inversión total estimada en el Nivel de Tensión 1, para el OR j.

PAOMRj,k: Porcentaje que se reconoce al OR j, en el año k, para remunerar AOM, establecido en numeral 1.3 de este Anexo.

El Presidente,

MANUEL MAIGUASHCA OLANO,

Viceministro de Minas y Energía Delegado del Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

HERNÁN MOLINA VALENCIA

ANEXO 3.

CÁLCULO DE CARGOS POR NIVEL DE TENSIÓN.

1. Cálculo de Cargos de los STR

Los Cargos de los STR serán calculados por el LAC mensualmente, de acuerdo con la siguiente metodología.

1.1 Ingreso Mensual

Para cada uno de los meses del período tarifario, el LAC estimará el Ingreso Mensual para remunerar los activos de uso del Nivel de Tensión 4 de cada OR, así:

Donde:

IMj,R,m: Ingreso Mensual del mes m en pesos, para remunerar el uso de los activos del Nivel de Tensión 4 del Operador de Red j, perteneciente al STR R.

CA j,4: Costo Anual por uso de los activos del Nivel de Tensión 4, aprobado por la CREG para el OR j, calculado en la forma prevista en el numeral 1 del Anexo 2.

CIMj,R,m-1: Compensación por incumplimiento de metas del OR j, perteneciente al STR R, en el mes m-1, tal como se define en el numeral 1.7 del Anexo 9.

IPPm-1: Indice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al mes m-1.

IPPo: Indice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al mes de diciembre de 2007.

1.2 Cargo del Nivel de Tensión 4

Para cada uno de los STR, el LAC estimará el Cargo del Nivel de Tensión 4, de cada STR, así:

Donde:

CD4,R,m: Cargo del Nivel de Tensión 4 ($/kWh), del Sistema de Transmisión Regional R, en el mes m.

IMj,R,m: Ingreso Mensual del mes m, para remunerar el uso de los activos del Nivel de Tensión 4 del Operador de Red j, perteneciente al STR R.

TR: Número total de OR que conforman el STR R y que han obtenido aprobación, por parte de la CREG, del Costo Anual por uso de los activos del Nivel de Tensión 4.

DTCj,R,m-1: Demanda total de los comercializadores que atienden usuarios conectados al sistema del OR j, perteneciente al STR R, durante el mes m-1. Esta energía estará referida a 220 kV y no considerará la demanda de usuarios conectados directamente al STN. Para referir las demandas a 220 kV se utilizarán los factores contenidos en el numeral 2 del Anexo 10 de esta resolución.

Lo dispuesto en este numeral se aplicará a partir del mes siguiente al de la entrada en vigencia de la presente resolución. Para los OR que no tengan costos anuales aprobados con base en esta metodología, la variable CA j,4 a utilizar se calculará de la siguiente forma:

CA j,4,R82: Corresponde al Costo Anual por uso de los activos del Nivel de Tensión 4 (CAj,4), aprobado por la CREG para el OR j, con la metodología de la Resolución CREG 082 de 2002. Este valor estará referido a pesos colombianos de diciembre de 2001.

CACj,R82: Corresponde al Costo Anual de Conexiones al STN (CACj), aprobado por la CREG para el OR j, con la metodología de la Resolución CREG 082 de 2002. Este valor estará referido a pesos colombianos de diciembre de 2001.

IPPdic07: Indice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al mes de diciembre de 2007.

IPPdic01: Indice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al mes de diciembre de 2001.

2. Cálculo de cargos máximos para los Niveles de Tensión 3 y 2

Los cargos máximos para los Niveles de Tensión 3 y 2 se determinarán, para cada uno de los años del período tarifario, a partir de:

-- Los Costos Anuales encontrados de acuerdo con la formulación contenida en el numeral 1 del Anexo 2.

-- Las energías útiles de cada Nivel de Tensión estimadas según lo establecido en el numeral 2 del Anexo 8 de la presente resolución.

Los cargos máximos para los Niveles de Tensión 3 y 2 se calculan por medio de las siguientes expresiones:

2.1 Nivel de Tensión 3

Donde:

CDj,3: Cargo Máximo del Nivel de Tensión 3 para el OR j. Este valor estará referido a pesos de diciembre de 2007.

CAj,3: Costo Anual para remunerar el uso de los activos del Nivel de Tensión 3 del OR j, definido en el numeral 1 del Anexo 2.

Euj,3: Energía útil del Nivel de Tensión 3 del OR j. Esta energía se estima según lo establecido en el numeral 2 del Anexo 8 de la presente resolución. Cuando sea necesaria la actualización del CDj,3 por la aplicación de lo establecido en el literal b) del artículo 9o de la presente resolución, este factor será adicionado con la energía asociada a los proyectos objeto de actualizaciones por este concepto, reportada de acuerdo con lo establecido en el literal citado.

Oj,3: Pago anual por uso de SDL que el OR j hace a otro OR, por concepto de conexiones en el Nivel de Tensión 3, determinado de acuerdo con la siguiente expresión:

Donde:

NC3j: Número de conexiones con otros OR, que inyectan energía en el Nivel de Tensión 3 del OR j.

CDf,3: Cargo Máximo del Nivel de Tensión 3 ($/kWh) estimado para el OR que exporta en la conexión f.

EIj,f: Energía que importó el OR j, a través de la conexión f, reportada según lo dispuesto en el Anexo 8.

2.2 Nivel de Tensión 2

donde:

CDj,2: Cargo Máximo del Nivel de Tensión 2, que incluye los costos del transporte de la energía del Nivel de Tensión 2 proveniente del Nivel de Tensión 3, para el OR j. Este valor estará referido a pesos de diciembre de 2007.

CAj,2: Costo Anual para remunerar el uso de los activos eléctricos del Nivel de Tensión 2 del Operador de Red j, tal como se define en el numeral 1 del Anexo 2.

Euj,2: Energía útil del Nivel de Tensión 2 del Operador de Red j. Esta energía se estima según lo establecido en el numeral 2 del Anexo 8 de la presente resolución. Cuando sea necesaria la actualización del CDj,2 con la aplicación de lo establecido en el literal b) del artículo 9o de la presente resolución, este factor será adicionado con la energía asociada con los proyectos objeto de actualizaciones por este concepto, reportada de acuerdo con lo establecido en el literal citado.

Ej,3?2: Energía que fluye del Nivel de Tensión 3 al Nivel de Tensión 2, del OR j. Estas energías se determinan según lo establecido en el Anexo 8 de la presente resolución.

Euj,3,0: Energía útil del Nivel de Tensión 3 del OR j, que sirvió de base para la primera aprobación de cargos del OR j con esta metodología. Esta energía se estima según lo establecido en el numeral 2 del Anexo 8 de la presente resolución.

Oj,2: Pago anual por uso de SDL que el OR j hace a otro OR, por concepto de conexiones en el Nivel de Tensión 2, determinados de acuerdo con la siguiente expresión:

Donde:

NC2j: Número de conexiones con otros OR, que inyectan energía en el Nivel de Tensión 2 del OR j.

CDf,2: Cargo Máximo del Nivel de Tensión 2 ($/kWh) estimado para el OR que exporta en la conexión f.

EIj,f: Energía que importó el OR j, a través de la conexión f, reportada según lo dispuesto en el Anexo 8.

3. Cálculo de cargos máximos del Nivel de Tensión 1

Para cada OR se define un cargo máximo por concepto de inversiones y un cargo máximo por concepto de gastos de Administración, Operación y Mantenimiento que se determinan de la siguiente manera:

Donde:

CDIj,1: Cargo Máximo por concepto de inversiones para el Nivel de Tensión 1, para el OR j.

CDMj,1: Cargo Máximo por concepto de AOM para el Nivel de Tensión 1, para el OR j.

CAj,1: Costo anual de los activos de uso en el Nivel de Tensión 1, para el OR j, tal como se definió en el Anexo 2.

CAAOMj,1: Gastos anuales de AOM asociados a los activos de Nivel de Tensión 1 a reconocer al OR j.

Ventasj,1: Ventas anuales de energía en el Nivel de Tensión 1, efectuadas por todos los Comercializadores de energía en el sistema del OR j. La información de ventas corresponde a la registrada por los Comercializadores al SUI para el año 2007.

PNTj,nr: Porcentaje de Pérdidas No Técnicas No Reconocidas al OR j, determinadas de acuerdo con el Anexo 10.

4. Cargos Medios del Nivel de Tensión 4

El cargo medio de nivel de Tensión 4 se calculará de la siguiente manera:

Donde:

CMj,4,m: Es el cargo medio del Nivel de Tensión 4 del OR j para el mes m.

IMj,R,m: Ingreso Mensual del mes m, para remunerar el uso de los activos del Nivel de Tensión 4 del Operador de Red j, perteneciente al STR R.

DTCj,R,m-1: Demanda total de los comercializadores que atienden usuarios conectados al sistema del OR j, perteneciente al STR R, durante el mes m-1. Esta energía estará referida a 220 kV y no considerará la demanda de usuarios conectados directamente al STN. Para referir las demandas a 220 kV se utilizarán los factores contenidos en el numeral 2 del Anexo 10 de esta resolución.

El Presidente,

MANUEL MAIGUASHCA OLANO,

Viceministro de Minas y Energía Delegado del Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

HERNÁN MOLINA VALENCIA

ANEXO 4.

UNIDADES CONSTRUCTIVAS.

En este Anexo se definen las Unidades Constructivas de Conexión al STN, de los STR y de los SDL a utilizar en el cálculo de la remuneración de la actividad de distribución en los Niveles de Tensión 4, 3 y 2, así como las áreas típicas asociadas a las UC de subestaciones.

1. UC de Conexiones al STN, y de los STR y SDL en los Niveles de Tensión 4, 3 y 2.

Las UC establecidas por la Comisión contienen los equipos y accesorios necesarios para la prestación del servicio con los niveles de calidad exigidos por la CREG, cumpliendo con la normatividad vigente en materia de seguridad.

Para la clasificación de los activos en las UC se tendrá en cuenta lo siguiente:

-- 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.

-- Pertenecen al 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 subestación, los módulos de barraje, sistema de control de la subestación, módulos de compensación y las bahías de conexión correspondientes, bahías de maniobra, los transformadores con tensión primaria y secundaria en este Nivel de Tensión y los activos de Conexión al STN.

-- Para las Líneas subterráneas de Niveles de tensión 2 y 3 se definen dos tipos de UC, las UC de Conductor y las UC de Canalización.

-- Para redes subterráneas compartidas por los Niveles de Tensión 2 y 3 el OR debe reportar solamente una UC de canalización y por separado las respectivas UC de conductores de cada Nivel de Tensión.

-- Para redes Subterráneas de Nivel de tensión 4 la UC incluye conductor más canalizaciones.

-- Para las UC de transformadores de potencia se define un costo fijo de instalación del transformador por Nivel de Tensión y un costo variable por MVA instalado 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.

-- Se definen UC de equipos en los Niveles de Tensión 4, 3 y 2, que corresponden a elementos no incluidos en las UC de Subestaciones o Líneas del respectivo Nivel de Tensión y que el OR puede reportar en forma separada, en caso de contar con dichos equipos en su sistema.

-- En el caso de líneas de los Niveles de Tensión 3 y 2 sobrepuestas, se reconocerá el 100% de la UC del Nivel de Tensión 3, y para la UC de Nivel de Tensión 2 se reconocerá únicamente el valor del conductor y los accesorios.

-- Las UC de Bahías de Conexión de Equipos de Compensación se asimilan a las UC de Bahía de Línea para la respectiva configuración y Nivel de Tensión.

-- El Módulo Común es el conjunto de equipos comunes que sirven a toda una subestación y está compuesto por servicios auxiliares, obras civiles de la subestación y malla de puesta a tierra. Los elementos de protección de barras, sistemas de control y comunicaciones se reconocen como UC de Equipos de manera separada del Módulo Común. El edificio de control se reconoce como una UC independiente denominada Casa de Control.

Las UC de módulo común y de módulo de barraje se definen en función del número de bahías o módulos existentes en la Subestación. La cantidad de celdas no se considera para efectos de definir el tipo de módulo común de la subestación.

En subestaciones de Nivel de Tensión 4 se definen 4 UC de Módulo Común: Módulo Común Tipo 1 de 1 a 3 bahías, Módulo Común Tipo 2 de 4 a 6 bahías, Módulo Común Tipo 3 de 7 a 9 bahías y Módulo Común Tipo 4 más de 9 bahías.

En subestaciones de Nivel de Tensión 4 las UC de Módulo de Barraje se asocian con el número de bahías o módulos existentes en la Subestación así: Módulo de Barraje Tipo 1, de 1 a 3 bahías; Módulo de Barraje Tipo 2, de 4 a 6 bahías; Módulo de Barraje Tipo 3, de 7 a 9 bahías y Módulo de Barraje Tipo 4, más de 9 bahías.

En subestaciones de Nivel de Tensión 3 se definen 3 UC de Módulo Común: Módulo Común Tipo 1 de 1 a 3 bahías, Módulo Común Tipo 2 de 4 a 6 bahías, Módulo Común Tipo 3 más de 6 bahías.

En subestaciones de Nivel de Tensión 3 las UC de Módulo de Barraje se asocian al número de bahías o módulos existentes en la Subestación así: Módulo de Barraje Tipo 1, de 1 a 3 bahías; Módulo de Barraje Tipo 2, de 4 a 6 bahías; Módulo de Barraje Tipo 3, más de 6 bahías.

Se debe reportar solamente una UC de Módulo Común por subestación, la cual se debe clasificar en función del total de bahías o módulos existentes en la subestación y debe corresponder al Nivel de Tensión más alto de la subestación.

-- Para las UC de líneas aéreas de Nivel de Tensión 4 se definen los siguientes tipos de conductores: Conductor DT 1, para conductores menores o iguales a ACSR 336 MCM; Conductor DT 2, para conductores mayores que ACSR 336 MCM y menores o iguales que ACSR 477 MCM; Conductor DT 3, para conductores mayores que ACSR 477 MCM y menores o iguales que ACSR 605 MCM y Conductor DT 4 para conductores mayores que ACSR 605 MCM.

-- Para las UC de líneas aéreas de Nivel de Tensión 3 se definen los siguientes tipos de conductores: Conductor DT 1, para conductores menores o iguales al No 2 AWG; Conductor DT 2, para conductores mayores que el No. 2 AWG y menores o iguales que el 1/0 AWG y Conductor DT 3 para conductores mayores que el 1/0 AWG.

-- Para las UC de líneas aéreas de Nivel de Tensión 2 se definen los siguientes tipos de conductores: Conductor DT 1, para conductores menores o iguales al No 2 AWG; Conductor DT 2, para conductores mayores que el No. 2 AWG y menores o iguales que el 1/0 AWG y Conductor DT 3 para conductores en cobre de cualquier calibre.

-- Para las UC de líneas aéreas urbanas de Nivel de Tensión 2 se definen UC con vano de 30 metros y UC con vano de 60 metros, para la clasificación se debe considerar lo siguiente: los circuitos con vano promedio menor o igual a 45 metros se asimilan a UC de líneas de Nivel 2 con vanos de 30 metros, los circuitos con vano promedio mayor a 45 metros se asimilan a UC de líneas de Nivel 2 con vanos de 60 m. El vano promedio corresponde a la longitud del circuito dividido por el número de estructuras de apoyo del respectivo circuito.

-- El Costo Anual Equivalente de las UC correspondientes a Centros de Control, se distribuirá en igual proporción entre los Niveles de Tensión 4, 3 y 2.

-- 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.

-- 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.

-- 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.

-- 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.

2. Valoración de UC de Conexiones al STN, de los STR y de los SDL en los Niveles de Tensión 4, 3 y 2.

Para la valoración de las UC se establece un procedimiento de ajuste gradual del costo de las UC ponderando el precio DDP de los elementos que conforman las UC utilizados en la Resolución CREG 082 de 2002 y el precio DDP de los mismos elementos obtenido en el proceso de revisión realizado por la Comisión. La ponderación se realiza de la siguiente manera:

Donde:

ValorUCk: Valor de la UC para el año k del período tarifario

k: Esta variable toma el valor de 1 en el año calendario de la vigencia de esta resolución, 2 para el siguiente y así sucesivamente.

á: Factor de ponderación de la valoración de las UC. Para UC con vida útil de 10 años á = 0.10 * k y para las demás UC á = 0.04 * k.

VUCPN: Valor de la UC estimado con los precios DDP actualizados de los elementos que conforman la UC (en pesos de diciembre de 2007).

VUCPA: Valor de la UC estimado a partir de las cantidades que conforman la UC actualizada y con los precios DDP de los elementos establecidos en la Resolución CREG 082 de 2002 (en pesos de diciembre de 2007).

Qi: Cantidad de unidades del elemento i de la UC, definidos en el proceso de revisión de la conformación de UC. Para el caso de los transformadores esta variable corresponde a la capacidad nominal, en MVA. Para el caso de los equipos de compensación esta variable corresponde a la capacidad nominal, en MVAr.

PNi: Precio ajustado del elemento i de la UC, obtenido en el proceso de revisión de los precios de los elementos que conforman las UC.

CIUC: Costo de Instalación de la UC, obtenido en el proceso de revisión de los factores de instalación de las UC.

NE: Número de elementos que conforman la UC.

PAi: Precio actual del elemento i de la UC. Corresponde al precio de los elementos utilizado en la Resolución CREG 082 de 2002.

3. Listado de UC de Conexiones al STN, y de los STR y SDL en los Niveles de Tensión 4, 3 y 2.

En este listado se establecen los valores VUCPN y VUCPA y la vida útil para cada UC. Para las UC de transformadores y equipos de compensación se establecen los valores de PNi, PAi y CIUC

Tabla 1.

Unidades Constructivas Módulos de Transformador de Conexión al STN y Otros.

< TABLA NO INCLUIDA. VER ORIGINAL EN D.O No. 46.962 de 16 de abril de 2008; EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.imprenta.gov.co >

Tabla 2.

Unidades Constructivas de Equipos de Subestación de Nivel de Tensión 4.

< TABLA NO INCLUIDA. VER ORIGINAL EN D.O No. 46.962 de 16 de abril de 2008; EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.imprenta.gov.co >

Tabla 3.

Unidades Constructivas de Equipos de Subestación de Nivel de Tensión 3.

< TABLA NO INCLUIDA. VER ORIGINAL EN D.O No. 46.962 de 16 de abril de 2008; EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.imprenta.gov.co >

Tabla 4.

Unidades Constructivas de Equipos de Subestación de Nivel de Tensión 2.

< TABLA NO INCLUIDA. VER ORIGINAL EN D.O No. 46.962 de 16 de abril de 2008; EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.imprenta.gov.co >

Tabla 5.

Unidades Constructivas de Líneas de Nivel de Tensión 4.

< TABLA NO INCLUIDA. VER ORIGINAL EN D.O No. 46.962 de 16 de abril de 2008; EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.imprenta.gov.co >

Tabla 6.

Unidades Constructivas de Líneas de Nivel de Tensión 3.

< TABLA NO INCLUIDA. VER ORIGINAL EN D.O No. 46.962 de 16 de abril de 2008; EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.imprenta.gov.co >

Tabla 7.

Unidades Constructivas de Líneas de Nivel de Tensión 2.

< TABLA NO INCLUIDA. VER ORIGINAL EN D.O No. 46.962 de 16 de abril de 2008; EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.imprenta.gov.co >

Tabla 8.

Unidades Constructivas de Transformadores de Conexión al STN.

< TABLA NO INCLUIDA. VER ORIGINAL EN D.O No. 46.962 de 16 de abril de 2008; EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.imprenta.gov.co >

Tabla 9.

Unidades C structivas d Equipos de Subestación de Nivel de Tensión 2.

< TABLA NO INCLUIDA. VER ORIGINAL EN D.O No. 46.962 de 16 de abril de 2008; EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.imprenta.gov.co > 

Tabla 10.

Unidades Constr tivas de Equipos e mpensación.

< TABLA NO INCLUIDA. VER ORIGINAL EN D.O No. 46.962 de 16 de abril de 2008; EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.imprenta.gov.co > 

Tabla 11.

Unidades Constructivas de Centros de Control y Calidad.

< TABLA NO INCLUIDA. VER ORIGINAL EN D.O No. 46.962 de 16 de abril de 2008; EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.imprenta.gov.co > 

Tabla 12.

Unidades Constructivas de Equipos de Nivel de Tensión 4

< TABLA NO INCLUIDA. VER ORIGINAL EN D.O No. 46.962 de 16 de abril de 2008; EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.imprenta.gov.co > 

Tabla 13.

Unidades Constructivas de Equipos de Nivel de Tensión 3.

< TABLA NO INCLUIDA. VER ORIGINAL EN D.O No. 46.962 de 16 de abril de 2008; EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.imprenta.gov.co > 

Tabla 14.

Unidades Constructivas de Equipos de Nivel de Tensión 2.

< TABLA NO INCLUIDA. VER ORIGINAL EN D.O No. 46.962 de 16 de abril de 2008; EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.imprenta.gov.co > 

Tabla 15.

Areas Típicas reconocidas a las UC.

< TABLA NO INCLUIDA. VER ORIGINAL EN D.O No. 46.962 de 16 de abril de 2008; EN LA CARPETA “ANEXOS” O EN LA PÁGINA WEB www.imprenta.gov.co > 

El Presidente,

MANUEL MAIGUASHCA OLANO,

Viceministro de Minas y Energía Delegado del Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

HERNÁN MOLINA VALENCIA

ANEXO 5.

ACTUALIZACIÓN, LIQUIDACIÓN Y RECAUDO DE LOS CARGOS DE LOS STR Y DE LOS SDL.

1. Actualización, liquidación y recaudo de los cargos de STR, y distribución de los ingresos entre los OR.

1.1 Actualización, liquidación y recaudo de los cargos de STR

El Ingreso Anual para remunerar los activos de Nivel de Tensión 4 de los OR, en un STR, será recaudado por el Liquidador y Administrador de Cuentas del STN (LAC), mediante la aplicación mensual de los Cargos del Nivel de Tensión 4 de cada STR, a los comercializadores que tengan Demanda Comercial en los mismos, así:

Donde:

LCi,R,m: Liquidación por concepto de Cargos del Nivel de Tensión 4, en el STR R, que se realizará al comercializador i, por el consumo del mes m.

m: Corresponde al mes calendario de prestación del servicio.

TR: Número total de OR que conforman el STR R.

DCi,j,m: Demanda del Comercializador i, en el Sistema del OR j, durante el mes de consumo m, referida al STN utilizando los factores de pérdidas definidos en el Anexo 10 de la presente resolución, sin considerar la demanda de usuarios conectados directamente al STN.

CD4,R,m: Cargo del Nivel de Tensión 4 ($/kWh), del STR R, en el mes m. Según lo establecido en el Anexo 3 de la presente resolución.

La liquidación por concepto de los Cargos del Nivel de Tensión 4 se realizará en el mes inmediatamente posterior al de consumo, en cada STR R, siguiendo el procedimiento establecido en la Resolución CREG 008 de 2003 o aquella que la modifique, adicione o sustituya.

El esquema de Liquidación y Administración de Cuentas consiste en el cálculo y actualización de los cargos de los STR, la facturación y recaudo a los agentes comercializadores y la distribución de los ingresos a los OR.

1.2 Distribución de los Ingresos para Remunerar Activos del Nivel de Tensión 4.

El LAC, mensualmente, distribuirá los ingresos recaudados por concepto de Cargos del Nivel de Tensión 4, entre los Operadores de Red que conforman cada STR R, así:

Donde:

IRDj,R,m: Ingresos que se asignarán al OR j, del STR R en el mes m.

RCm,R: Monto total recaudado por el LAC en el mes m, por concepto de liquidación de Cargos del Nivel de Tensión 4 a los comercializadores del STR R.

IMj,R,m: Ingreso Mensual del mes m, para remunerar el uso de los activos del Nivel de Tensión 4 del Operador de Red j, perteneciente al STR R. Ajustado según lo previsto en el numeral 1.8 del Anexo 9.

TR: Número total de OR que conforman el STR R.

Para la distribución de los Ingresos que se asignan a cada Operador de Red, se seguirá el procedimiento establecido en la Resolución CREG 0008 de 2003 o aquella que la modifique, adicione o sustituya.

2. Actualización de los Cargos Máximos de SDL

2.1 Cargos Máximos de Niveles de Tensión 3 y 2

Los Cargos Máximos de los Niveles de Tensión 3 y 2, se actualizarán mensualmente de acuerdo con la siguiente expresión:

Donde:

n: Nivel de Tensión 3 ó 2.

CDj,n,m: Cargo Máximo del Nivel de Tensión n, del OR j, correspondiente al mes m.

CDj,n: Cargo Máximo del Nivel de Tensión n, del OR j, aprobado de acuerdo con lo establecido en el numeral 2 del Anexo 3.

IPPm-1: Indice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al mes m-1.

IPPo: Indice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al mes de diciembre de 2007.

2.2 Cargos Máximos del Nivel de Tensión 1

Los Cargos Máximos del Nivel de Tensión 1, se actualizarán mensualmente de acuerdo con la siguiente expresión:

Donde:

CDIj,1,m: Cargo Máximo del Nivel de Tensión 1, por concepto de Inversión, del OR j, en el mes m.

CDMj,1,m: Cargo Máximo del Nivel de Tensión 1, por concepto de AOM, para redes del Nivel de Tensión 1 del OR j, en el mes m.

IPPm-1: Indice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al mes m-1.

IPPo: Indice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al mes de diciembre de 2007.

3. Cargos por Uso que se utilizan en el cálculo del Cargo por Uso Unico por Nivel de Tensión

Los Cargos por Uso para un mercado de comercialización que hace parte del STR R y de una ADD a, que se utilizarán en el cálculo del Cargo por Uso Unico por Nivel de Tensión del ADD, se determinan de acuerdo con las siguientes expresiones:

3.1 Nivel de Tensión 4:

 Donde:

Dt4,R,m,k: Cargo por Uso del Nivel de Tensión 4 ($/kWh), del STR R, para el mes m en el año k.

CD4,R,m,k: Cargo del Nivel de Tensión 4 ($/kWh), del STR R, para el mes m en el año k. Establecido en el Anexo 3 de la presente resolución.

PR4,j: Factor para referir las medidas de energía del Nivel de Tensión 4 al STN, del OR j, según lo definido en el Anexo 10.

3.2 Nivel de Tensión 3:

Donde:

Dtj,3,m,k: Cargo por Uso del Nivel de Tensión 3 ($/kWh), del OR j, para el mes m en el año k.

CD4,R,m,k: Cargo del Nivel de Tensión 4 ($/kWh), del STR R, para el mes m en el año k. Establecido en el Anexo 3 de la presente resolución.

CDj,3,m,k: Cargo Máximo del Nivel de Tensión 3, correspondiente al mes m del año k, del OR j. Establecido en el Anexo 3 de la presente resolución.

PR3,j: Factor para referir las medidas de energía del Nivel de Tensión 3 al STN, en el sistema del OR j, según lo definido en el Anexo 10 de la presente resolución.

ÄDtj,n,m: Incentivo por Variación Trimestral de la Calidad para el OR k durante el mes m, aplicable al Cargo por Uso del nivel de tensión n, en $/kWh, de acuerdo con lo establecido en el numeral 2.4.1 del Anexo 9 de la presente resolución.

3.3 Nivel de Tensión 2:

Donde:

Dtj,2,m,k: Cargo por Uso del Nivel de Tensión 2 ($/kWh), del OR j, para el mes m en el año k.

CD4,R,m,k: Cargo del Nivel de Tensión 4 ($/kWh), del STR R, para el mes m en el año k. Establecido en el Anexo 3 de la presente resolución.

CDj,2,m,k: Cargo Máximo del Nivel de Tensión 2, correspondiente al mes m del año k, del OR j. Establecido en el Anexo 3 de la presente resolución.

PR2,j: Factor para referir las medidas de energía del Nivel de Tensión 2 al STN, en el sistema del OR j, según lo definido en el Anexo 10 de la presente resolución.

ÄDtj,n,m: Incentivo por Variación Trimestral de la Calidad para el OR k durante el mes m, aplicable al Cargo por Uso del nivel de tensión n, en $/kWh, de acuerdo con lo establecido en el numeral 2.4.1 del Anexo 9 de la presente resolución.

3.4 Nivel de Tensión 1:

 Dtj,1,m,k: Cargo por Uso del Nivel de Tensión 1 ($/kWh), del OR j, para el mes m en el año k.

CD4,R,m,k: Cargo del Nivel de Tensión 4 ($/kWh), del STR R, para el mes m en el año k. Establecido en el Anexo 3 de la presente resolución.

CDj,2,m,k: Cargo Máximo del Nivel de Tensión 2, correspondiente al mes m del año k, del OR j. Establecido en el Anexo 3 de la presente resolución.

CDIj,1,m: Cargo Máximo del Nivel de Tensión 1, por concepto de Inversión, del OR j en el mes m.

CDMj,1,m: Cargo Máximo del Nivel de Tensión 1, por concepto de AOM, para redes del Nivel de Tensión 1, del OR j, en el mes m.

PR1,j: Factor para referir las medidas de energía del Nivel de Tensión 1 al STN, en el sistema del OR j, según lo definido en el Anexo 10 de la presente resolución.

PR(1-2),j: Factor para referir las medidas de energía del Nivel de Tensión 1 al Nivel de Tensión 2, del OR j, según lo definido en el Anexo 10 de la presente resolución.

ÄDtj,n,m: Incentivo por Variación Trimestral de la Calidad para el OR k durante el mes m, aplicable al Cargo por Uso del nivel de tensión n, en $/kWh, de acuerdo con lo establecido en el numeral 2.4.1 del Anexo 9 de la presente resolución.

4. Cargo por Uso Unico por Nivel de Tensión

En este numeral se definen los Cargos por Uso Unicos por Nivel de Tensión para cada ADD.

Para el Nivel de Tensión 4, el Cargo por Uso Unico para cada ADD es igual al Cargo por Uso del STR al que pertenezca la respectiva Area, en la forma como se definió en el numeral 3.1 de este anexo.

Para los Niveles de Tensión 3, 2 y 1, el Cargo por Uso Unico para cada ADD será calculado y publicado por el LAC, a más tardar el décimo día calendario de cada mes, de acuerdo con las siguientes expresiones:

Donde:

DtUNn,m,a: Cargo por Uso Unico del Nivel de Tensión n (con n=1, 2 ó 3), para aplicar en el mes m, en el ADD a.

Dtj,n,m,k: Cargo por Uso del OR j, del Nivel de Tensión n, correspondiente al mes m, del año k, tal como se define en el numeral 3 de este Anexo.

TA: Número Total de OR que conforman un ADD.

EFj,n,m-2: Energía facturada en el mes m-2, en el Nivel de Tensión n (con n =1, 2 ó 3), por todos los comercializadores que atienden usuarios conectados al SDL del OR j. Esta energía es tomada del reporte de los comercializadores al SUI.

ÄIn,m,a: Diferencia de ingresos del ADD a, en el Nivel de Tensión n (con n =1, 2 ó 3), en el período m-2, utilizado para calcular el DtUNn,m,a del mes m.

DtUNRn,m-2,a: Cargo por Uso Unico del Nivel de Tensión n (con n = 1, 2 ó 3), revisado para el mes m-2 en el ADD a

Dtj,n,m-2,k: Cargo por Uso del OR j, del Nivel de Tensión n, correspondiente al mes m-2, del año k, tal como se define en el numeral 3 de este anexo.

4.1 Reporte de la información

4.1.1 Operadores de Red

La información de los Dtj,n,m,k para calcular el DtUNn,m,a será entregada por los OR al LAC según el formato que se defina para tal fin y con la periodicidad requerida por el LAC.

En caso de que un OR no entregue la información oportunamente y como consecuencia de ello, en la liquidación que efectúe el LAC se obtengan menores ingresos para dicho OR, comparados con los que hubiere obtenido con la información no reportada, se asumirá que dicho agente hizo uso de su prerrogativa de cobrar un cargo inferior al máximo y no habrá lugar a reclamaciones posteriores.

En caso de que como consecuencia de la falta de reporte oportuno de la información se calculen mayores ingresos, comparados con los que hubiere obtenido con la información oportuna, dicho OR deberá reintegrar inmediatamente los mayores valores recibidos junto con sus intereses y su comportamiento será informado a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para que adelante las actuaciones a que haya lugar. Los intereses se calcularán con la tasa de interés bancario corriente para consumo, certificado por la entidad competente, vigente en la fecha.

4.1.2 Comercializadores de Energía

La información EFj,m-2 para calcular el DtUNn,m,a será obtenida de la energía vendida reportada por los comercializadores al SUI, de conformidad con lo consignado en la Circular SSPD – CREG 002 de 2003. Cuando un comercializador no entregue la información oportuna y correcta, y como consecuencia de ello, en la liquidación que efectúe el LAC se obtengan menores ingresos para un ADD, comparados con los que hubiere obtenido con la información oportuna y correcta, las diferencias serán asumidas en su totalidad por el respectivo comercializador, sin perjuicio de la responsabilidad de dicho agente por el incumplimiento de las Resoluciones de la CREG, lo cual será informado a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

Cuando como consecuencia de no entregar información oportuna y correcta se obtengan mayores ingresos para un ADD, dichos ingresos serán reintegrados inmediatamente a los usuarios a través del ÄIn,m,a.

5. Liquidación de los Cargos por Uso Unicos

Para que el LAC pueda informar a todos los OR los valores a facturar a los comercializadores por concepto de Cargos por Uso, de conformidad con lo establecido en esta metodología, deberá cumplir las siguientes funciones:

-- Recopilar mensualmente información de los Cargos por Uso de cada OR a través de los formatos que establezca para tal fin, dentro del mes siguiente a la entrada en vigencia de la presente resolución. Dichos formatos deberán ser revisados por la CREG con antelación a su utilización.

-- Mensualmente, el LAC consultará el SUI para recopilar la información de los reportes de la energía vendida por cada comercializador en un Mercado de Comercialización y en cada Nivel de Tensión.

-- La información de la energía requerida para el cálculo de los cargos por uso únicos por Nivel de Tensión de un mes determinado será publicada dentro de los últimos cuatro (4) días calendario del mes anterior al de aplicación. Dentro de los tres (3) días siguientes al de publicación, el LAC podrá corregirla de oficio o a solicitud de parte. Solo se aceptarán glosas relativas a la consistencia entre la información publicada y la existente en el SUI.

-- Calcular mensualmente los DTUNn,m,a y publicarlos dentro de los primeros diez (10) días calendario de cada mes para que los comercializadores los puedan incluir en el cálculo del CU del mes respectivo.

-- Calcular mensualmente los Ingresos Reconocidos a cada OR.

-- Mantener registro de todas las liquidaciones y transacciones en una base de datos para su consulta inmediata.

6. Determinación de los ingresos de cada OR

El ingreso de cada OR por cada Nivel de Tensión se calculará utilizando las siguientes expresiones:

Donde:

IngADDn,m,a: Ingresos del ADD a en el mes m, en el nivel de tensión n.

DtUNn,m,a: Cargo por Uso Unico del Nivel de Tensión n aplicado en el mes m en el ADD a.

CD4,R,m,k: Cargo del Nivel de Tensión 4 ($/kWh), del STR R, para el mes m en el año k. Establecido en el Anexo 3 de la presente resolución.

PR2,j: Factor para referir las medidas de energía del Nivel de Tensión n al STN, en el sistema del OR j, según lo definido en el Anexo 10 de la presente resolución.

TA: Número Total de OR que conforman un ADD

EFj,n,m: Energía facturada en el mes m, en el Nivel de Tensión n (con n = 1, 2 o 3), por todos los comercializadores que atienden usuarios conectados al SDL del OR j. Esta energía es tomada del reporte de los comercializadores al SUI.

IngRj,n,m: Ingresos Reconocidos al OR j, en el Nivel de Tensión n, del mes m.

Dtj,n,m,k: Cargo por Uso del OR j, del Nivel de Tensión n, correspondiente al mes m del año k, tal como se define en el numeral 3 de este Anexo.

ÄIn,m,a: Diferencia de ingresos del ADD a, en el Nivel de Tensión n (con n = 1,en el período m-2, utilizado para calcular el DtUNn,m,a del mes m.

n: Nivel de Tensión 3, 2 o 1.

IngORj,n,m: Ingresos del OR j, en el Nivel de Tensión n, del mes m.

7. Recaudo

Los Ingresos del OR j en el Nivel de Tensión n serán facturados y recaudados por los OR de la siguiente manera:

-- Cuando el Cargo Unico por Nivel de Tensión de la ADD sea menor que el Cargo por Uso del mismo Nivel de Tensión de un OR que pertenece a dicha área, este OR facturará y cobrará a los comercializadores que atienden usuarios conectados a su sistema con el Cargo Unico por Nivel de Tensión, descontando lo correspondiente al Cargo por Uso del Nivel de Tensión 4 facturado por el LAC.

-- Adicionalmente, los OR, de acuerdo con las instrucciones del LAC, facturarán y cobrarán los valores requeridos de los comercializadores que atienden usuarios en su ADD.

Estos cargos serán facturados por el OR a cada comercializador y pagados por estos, en los mismos plazos establecidos para la liquidación y recaudo de los cargos de STR. Estos plazos podrán ser modificados de común acuerdo entre las partes.

7.1 Recaudo de cargos del Nivel de Tensión 1

En caso de que la totalidad o fracción de los Activos de Nivel de Tensión 1 sean de propiedad del usuario, el comercializador deberá descontar, del Cargo por Uso Unico del Nivel de Tensión 1, el Cargo Máximo del Nivel de Tensión 1, por concepto de Inversión (CDIj,1,m), en la fracción que corresponda:

-- 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.

-- 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 del Nivel de Tensión 1, que son de propiedad del usuario, este podrá reponerlos y continuará pagando los cargos del Nivel de Tensión 1 con el descuento que corresponda. El usuario en un plazo no superior a 24 horas, contado a partir de la salida del servicio de los activos de su propiedad deberá informar al OR su decisión de reponerlos; en caso contrario, el OR efectuará la reposición, y a partir de este momento el usuario dejará de percibir el descuento mencionado.

-- 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 del Nivel de Tensión 1, al margen de quién sea su propietario, para lo cual deberá ejecutar las actividades mencionadas como mínimo con una periodicidad anual.

8. Liquidación y recaudo de los costos de transporte de Energía Reactiva en exceso

Los costos del transporte de la energía reactiva en exceso de que trata el artículo 15 de la presente resolución serán recaudados por el comercializador con base en los cargos máximos de cada OR y entregados al OR que sirve al Usuario del STR o SDL respectivo.

En el caso de los STR, los costos del transporte de la energía reactiva en exceso serán recaudados por el comercializador y entregados directamente al OR aplicando el Cargo por Uso del Nivel de Tensión 4.

El Presidente,

MANUEL MAIGUASHCA OLANO,

Viceministro de Minas y Energía Delegado del Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

HERNÁN MOLINA VALENCIA

ANEXO 6.

VERIFICACIÓN SOBRE LOS ACTIVOS REPORTADOS POR LOS OR PARA DETERMINAR LOS CARGOS POR USO DE LOS STR Y SDL.

La Comisión adelantará una verificación de la calidad de la información reportada por los OR, de conformidad con la siguiente metodología.

A partir de la información reportada por cada Operador de Red, la CREG determinará un tamaño de muestra para cada OR. El tamaño de la muestra deberá garantizar globalmente una confiabilidad del 95% y un error relativo de muestreo menor del 5%. La muestra será estratificada por tipos de activos según los siguientes grupos (subestaciones, líneas, centros de control, equipos y redes del Nivel de Tensión 1).

En el desarrollo del trabajo de campo, se verificará la veracidad de la información reportada a la CREG por el OR.

Se considerará que la información reportada es verídica y, por lo tanto, se acepta la misma, cuando:

a) Los activos seleccionados para el trabajo de campo, no presentan ninguna inconsistencia, considerando la información reportada a la Comisión;

b) El Operador de Red explique adecuadamente las razones por las cuales la información no coincide exactamente con la levantada en campo. Estas aclaraciones deberán ser efectuadas por el OR dentro de los cinco (5) días siguientes a la fecha en que sea informado de tal situación por parte de la CREG.

Se entiende que la información es inconsistente cuando:

i) Su georreferenciación no permita establecer la existencia del activo;

ii) Lleva a clasificarlo en una Unidad Constructiva que no corresponde con la reportada,

iii) La suma de las distancias de los tramos verificados de una red de nivel de tensión 1 difieran en más de un 10% con la suma de las distancias inicialmente reportadas;

iv) La capacidad del transformador de Nivel de Tensión 1 no corresponda con la reportada;

v) El número de apoyos de una red de Nivel de Tensión 1 difiera en más de un 5% del número de apoyos reportados.

Cuando se encuentre alguna inconsistencia en la información reportada, el OR podrá soportar ante la CREG las razones por las cuales la información presenta imprecisiones, dentro del plazo establecido en el literal b).

Cuando la suma del efecto de todos los errores no explicados por el OR, calculados como la diferencia entre los costos de las UC donde se haya presentado la inconsistencia y las UC correctas, sobre el valor total de los activos muestreados sea igual o superior al 5%, se rechazará la información reportada.

Los costos de esta verificación serán asumidos por la CREG.

Cuando a un OR le sea rechazada la información reportada, la Comisión fijará los costos con la información disponible y los cargos más bajos vigentes al momento de la adopción de la decisión, sin perjuicio de las sanciones y demás medidas a que haya lugar.

El Presidente,

MANUEL MAIGUASHCA OLANO,

Viceministro de Minas y Energía Delegado del Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

HERNÁN MOLINA VALENCIA

ANEXO 7.

RESUMEN DE INFORMACIÓN PARA PUBLICACIÓN POR PARTE DE LOS OR.

Para efectos de la aplicación de las disposiciones contenidas en el parágrafo 2o del artículo 18 de la presente resolución, los Operadores de Red deberán presentar con su solicitud la siguiente información:

1. Costo Anual Equivalente de los Niveles de Tensión 4, 3 y 2 (millones de pesos de diciembre de 2007), presentados a la Comisión en la solicitud de aprobación de que trata el artículo 4o de la presente resolución.

2. Cargos Máximos para los Niveles de Tensión 3 y 2 que se presentan a la Comisión dentro del proceso de aprobación de que trata el artículo 4o de la presente resolución.

3. Listado de los municipios atendidos por el STR o SDL del OR, indicando para cada uno de ellos:

-- Longitud total de líneas en cada Nivel de Tensión (km), que se clasifican como UC urbanas. Este valor deberá dividirse en la longitud de redes propiedad del OR y la longitud propiedad de terceros.

-- Longitud total de líneas en cada Nivel de Tensión (km), que se clasifican como UC rurales. Este valor deberá dividirse en la longitud de redes propiedad del OR y la longitud propiedad de terceros.

-- Número total de transformadores de distribución ubicados en la zona urbana (Grupos 1, 2 y 3 de calidad), por tamaño (kVA). Este valor deberá dividirse entre el número de transformadores propiedad del OR y el número de transformadores propiedad de terceros.

-- Número total de transformadores de distribución ubicados en la zona rural (Grupo 4 de calidad), por tamaño (kVA). Este valor deberá dividirse entre el número de transformadores propiedad del OR y el número de transformadores propiedad de terceros.

El Presidente,

MANUEL MAIGUASHCA OLANO,

Viceministro de Minas y Energía Delegado del Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

HERNÁN MOLINA VALENCIA

ANEXO 8.

REPORTES DE FLUJOS DE ENERGÍA Y CÁLCULO DE ENERGÍA ÚTIL.

1. Reportes de Flujos de Energía

Antes del último día hábil de abril de cada año los OR deberán enviar a la Comisión, siguiendo los formatos y procedimientos que esta defina para tal efecto, los flujos de energía (kWh) de su sistema correspondientes al año calendario inmediatamente anterior.

Para efectos del cálculo de los costos y cargos de que trata la presente resolución, se utilizará la información suministrada por los OR de los flujos de energía, correspondientes a los doce meses que finalizan en la Fecha de Corte o la que se encuentre disponible en la CREG.

La información a reportar para cada uno de los Niveles de Tensión es la siguiente:

-- Flujo de energía desde los puntos de conexión al STN a cada nivel de tensión, identificando las fronteras con su respectivo código SIC.

-- Flujo de energía desde un nivel de tensión determinado hacia el STN, identificando las fronteras con su respectivo código SIC.

-- Flujo de energía inyectado por generadores, cogeneradores o autogeneradores conectados directamente al sistema del OR. El OR deberá informar la energía inyectada a cada una de las fronteras identificadas con su respectivo código y nivel de tensión, al igual que el nombre de la respectiva planta de generación, independientemente de que sea despachada centralmente o no.

-- Flujo neto de energía desde el sistema de otro OR, en cada una de las fronteras, identificadas con su respectivo código y nivel de tensión, al igual que el nombre del OR al que se conecta.

-- Flujo de energía entre los Niveles de Tensión de un mismo OR, informando el nivel de tensión de salida, el de entrada y la cantidad de energía trasladada con dicho intercambio.

-- Flujo de energía asociado con las ventas de energía a la totalidad de usuarios finales del servicio conectados al sistema del OR. En caso de las fronteras comerciales, registradas en el SIC, que pertenezcan a un único usuario, el OR deberá informar la energía asociada a cada una de ellas, identificándolas con su respectivo código SIC.

La información relacionada con fronteras comerciales, suministrada por el OR, será comparada con la información de las fronteras comerciales reportada por XM y de encontrarse datos inconsistentes, prevalecerá esta última hasta cuando sean debidamente justificadas las diferencias.

La información relacionada con ventas a usuarios finales, suministrada por el OR, será comparada con la reportada al SUI y de encontrarse inconsistencias, prevalecerá esta última hasta cuando sean debidamente justificadas las diferencias.

2. Cálculo de Balances por OR y Energías Utiles

A partir de la información reportada a la Comisión, en cumplimiento de lo dispuesto en el numeral anterior, se determinará el balance de energía del sistema del OR j, considerando las pérdidas por Nivel de Tensión de acuerdo con lo establecido en el Anexo 10.

La energía de entrada es la suma de la energía inyectada a un determinado Nivel de Tensión del sistema de un OR, provenientes del STN, de generadores, de otros OR y de otros Niveles de Tensión del mismo OR.

La energía de salida es la suma de la energía entregada a los comercializadores, las trasladadas a otro OR y la energía en tránsito a otro Nivel de Tensión del mismo OR.

El procedimiento para obtener el balance de energía del sistema del OR j será:

-- Encontrar el balance del Nivel de Tensión 4 a partir de la energía de entrada, las pérdidas de este nivel y la energía de salida sin considerar la energía en tránsito a otros Niveles de Tensión del mismo OR.

-- Cuando las energías en tránsito a Niveles de Tensión inferiores, reportadas por el OR no concuerden con las calculadas, para efectos de calcular el balance de los Niveles de Tensión inferiores, se tendrán en cuenta los valores calculados.

-- Encontrar el balance del Nivel de Tensión 3 a partir de la energía de entrada, ajustada con los posibles cambios resultantes del balance del nivel superior, las pérdidas del Nivel de Tensión 3 y la energía de salida sin considerar la energía en tránsito a otros Niveles de Tensión del mismo OR.

-- Encontrar el balance del Nivel de Tensión 2 a partir de la energía de entrada, ajustada con los posibles cambios resultantes del balance de los niveles superiores, las pérdidas del Nivel de Tensión 2 y la energía de salida sin considerar la energía en tránsito al Nivel de Tensión 1 del mismo OR.

Considerando la energía de entrada a un Nivel de Tensión, producto de los balances efectuados anteriormente, y el índice de pérdidas del mismo nivel, se determinan las energías útiles de los Niveles de Tensión 4, 3, 2 y 1 de acuerdo con la siguiente expresión:

Donde:

Euj,n: Energía Util del Nivel de Tensión n, del OR j.

EEj,n: Energía de entrada al Nivel de Tensión n, del OR j, durante un año calendario.

Pj,n: Porcentaje de pérdidas reconocido para el Nivel de Tensión n, del OR j. Este valor se presenta en el Anexo 10 de la presente resolución.

El Presidente,

MANUEL MAIGUASHCA OLANO,

Viceministro de Minas y Energía Delegado del Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

HERNÁN MOLINA VALENCIA

ANEXO 9.

CALIDAD DEL SERVICIO.

En este anexo se establecen las reglas que se deben cumplir en cuanto a la calidad en la prestación del servicio de distribución de energía eléctrica tanto en los STR como en los SDL. Para el caso de los STR se define el tratamiento aplicable a los Operadores de Red cuando no cumplan las condiciones aquí establecidas, y para el caso de los SDL se define un Esquema de Incentivos aplicable de acuerdo con su gestión de calidad.

1. Calidad del Servicio en el STR

La continuidad en la Distribución de Energía Eléctrica en el STR, dentro de los niveles de calidad establecidos, será responsabilidad de los Operadores de Red. Sin perjuicio de la responsabilidad a cargo del Operador de Red por los daños y perjuicios causados a usuarios o terceros, el incumplimiento de la calidad definida en esta resolución dará lugar a la aplicación de compensaciones al Operador de Red, a favor de los usuarios, de conformidad con lo establecido en este Anexo.

Para todos los efectos, hay incumplimiento en la calidad del servicio de Distribución de Energía Eléctrica en el STR cuando se presente cualquiera de las siguientes situaciones:

i) Exceder el número máximo de horas de indisponibilidad establecido en esta resolución, y

ii) Indisponibilidades que ocasionen Energía No Suministrada o por dejar no operativos otros activos.

La compensación se aplicará disminuyendo el Ingreso Mensual que le corresponde a cada Operador de Red en un valor igual al de las respectivas compensaciones. Para tal efecto, el LAC calculará mensualmente las compensaciones que deberán ser asumidas por el OR de los activos, conforme a lo previsto en el numeral 1.7 de este anexo.

Los OR deberán 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 el numeral 1.3 de este anexo.

A partir del segundo mes de la entrada en vigencia de la presente resolución, el CND y el LAC aplicarán de manera integral los procedimientos para el cálculo de los indicadores de calidad y las compensaciones establecidos en esta resolución.

1.1 Bases de Datos

El CND será el responsable de centralizar, almacenar y procesar la información estadística requerida para mantener actualizada la Base de Datos correspondiente, que permita calcular los indicadores de Indisponibilidad de los grupos de Activos relacionados en el numeral 1.2 de este Anexo. Para Activos nuevos, las estadísticas de indicadores de Indisponibilidad se registrarán a partir del momento en el cual el activo correspondiente entra en operación comercial, previo cumplimiento de la normatividad vigente y la autorización del CND.

El CND deberá someter a aprobación de la CREG una propuesta de Reglamento para el reporte de Eventos y los formatos para el reporte de la información de que trata este numeral, a más tardar dentro del mes siguiente a la vigencia de la presente resolución.

Los Operadores de Red son los responsables de la recolección y el reporte de la información estadística, en los términos definidos en el Reglamento para el reporte de Eventos. Dicha información, será confrontada por el CND contra la información operativa manejada por esta entidad de la siguiente manera:

-- Si el CND encuentra discrepancias en el reporte de un Evento en cuanto a su duración, se asumirá el Evento de mayor duración.

-- Si el agente no reporta información sobre el activo involucrado en el Evento, o se constatan discrepancias sobre la identidad del activo reportado, el CND asumirá que la ocurrencia del Evento se presentó en todos los activos involucrados.

1.2 Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad

Los siguientes grupos de activos utilizados en la prestación del servicio de distribución de energía eléctrica en el STR, no deberán superar, en una ventana móvil de doce meses, el número de horas de indisponibilidad señalado en la tabla:

Activos	Máximas horas anuales de indisponibilidad
Conexión al STN	51
Equipos de Compensación	31
Línea Nivel de Tensión 4	38

Para el grupo “Conexión al STN”, el grupo “Línea Nivel de Tensión 4” y el grupo “Equipo de Compensación” se consideran incluidas las respectivas bahías. Por lo tanto la meta se refiere a la suma de las indisponibilidades de todos los activos que hacen parte del grupo.

1.3 Metas Ajustadas de Indisponibilidad.

Para cada activo, las metas se reducirán en 0.5 horas por cada retraso en Reporte de Eventos. El CND calculará mensualmente la Meta Ajustada, de acuerdo con la siguiente fórmula:

MHAIAm,u = MHAIu – 0.5 * ENR

Donde:

MHAIAm,u: Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad Ajustadas del activo u, calculadas para el mes m.

MHAIu: Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad del activo u.

ENRm,u: Número Acumulado de Eventos o Finalización de Maniobras no Reportados en los plazos establecidos en esta resolución, para el activo u, durante una ventana móvil de doce meses que termina en el mes m.

1.4 Indisponibilidad de los Activos de Uso del STR

La duración de las indisponibilidades de los activos del STR se medirá por su duración en horas, aproximadas al segundo decimal y se agruparán por mes calendario. Un Evento cuya duración pase de un mes calendario al siguiente, se deberá dividir en dos Eventos: uno que finaliza a las veinticuatro (24:00) horas del último día del mes calendario y otro Evento que inicia a las cero (0:00) horas del primer día del nuevo mes.

La Indisponibilidad de los Activos relacionados en el numeral 1.2 del presente Anexo, la calcula mensualmente el Centro Nacional de Despacho, CND, mediante la siguiente expresión:

Donde:

HIDm,u: Horas de Indisponibilidad del activo u, durante el mes m.

i: Evento de Indisponibilidad.

n: Número Total de Indisponibilidades del activo u, durante el mes m.

Hi,u: Duración de la indisponibilidad i, para el activo u.

CRi,u: Capacidad disponible del activo u, durante la indisponibilidad i.

CNu: Capacidad Nominal del activo u.

Para la aplicación de la metodología establecida en esta resolución, las Horas de Indisponibilidad del activo u, durante cada uno de los once meses anteriores al primer mes de aplicación de esta metodología, se asumirán iguales a cero (0).

1.5 Indisponibilidades Excluidas

Para el cálculo de la Indisponibilidad de un activo, se excluyen los siguientes Eventos:

i) Indisponibilidades programadas debidas a Trabajos de Expansión. El OR informará al CND acerca de la conexión de dichos activos con una anticipación mínima de 90 días calendario:

-- Junto con la solicitud, el agente informará al CND sobre los activos requeridos para la incorporación o conexión del nuevo proyecto al SIN, coordinando con los propietarios de los equipos que se requiera desconectar para que estos soliciten las consignaciones necesarias al CND. Dichas consignaciones deberán cumplir con los plazos y procedimientos previstos en la reglamentación vigente para la coordinación de consignaciones en el SIN, declarando como causa la incorporación de nuevos activos al SIN, e indicando el proyecto respectivo.

-- 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;

ii) Indisponibilidades de activos solicitados por el CND, por razones operativas o consideraciones de calidad o confiabilidad del SIN;

iii) Indisponibilidades por demoras entre el momento en que el agente declara que tiene disponible su activo y la puesta en operación del mismo ordenada por el CND;

iv) Indisponibilidades de líneas originadas en Eventos imprevisibles e irresistibles que constituyan caso fortuito o fuerza mayor conforme a lo definido en el artículo 1o de la Ley 95 de 1890, o indisponibilidades de cualquier activo del STR causadas por alteración del orden público. El OR afectado por el Evento deberá declarar oficialmente ante el CND la ocurrencia del mismo y será responsable por tal declaración. Asimismo, si se prevé que el Evento tendrá una duración superior a los tres (3) días a partir de su ocurrencia, el agente tendrá que informar a los usuarios antes de transcurridos dos (2) días a partir de la ocurrencia del Evento, mediante publicación en un diario que circule en la zona afectada;

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

Para este caso, el Ingreso Mensual del activo será calculado de acuerdo con lo establecido en el numeral 1.6 de este Anexo;

vi) Las consignaciones o los incumplimientos en los tiempos de ejecución de maniobras, originados en Eventos imprevisibles e irresistibles que constituyan caso fortuito o fuerza mayor conforme a lo definido en el artículo 1o de la Ley 95 de 1890;

vii) Las indisponibilidades debidas a Mantenimientos Mayores.

1.5.1 Procedimiento para los Mantenimientos Mayores.

Los Mantenimientos Mayores deberán ajustarse al Reglamento para el reporte de Eventos, donde se especificará el máximo número de días consecutivos a utilizar para este mantenimiento y la duración mínima de cada indisponibilidad reportada por esta causa.

El plazo de seis (6) años para los Mantenimientos Mayores se contará desde el 1o de enero de 2008. Durante este plazo, el tiempo máximo reconocido sin afectar la Indisponibilidad de los activos de que trata la presente resolución, será de noventa y seis (96) horas.

1.6 Remuneración en algunos casos de indisponibilidad

Para los casos de indisponibilidades de líneas originadas en Eventos imprevisibles e irresistibles que constituyan caso fortuito o fuerza mayor conforme a lo definido en el artículo 1o de la Ley 95 de 1890, o de indisponibilidades de cualquier activo del STR causadas por alteración del orden público, la remuneración del activo u en el mes m, para cada mes mi que este se encuentre indisponible será:

IOPm,u: Remuneración para el activo u, en el mes m, mientras el activo u esté indisponible por las causas citadas en este numeral.

mi: Número de meses calendario completos transcurridos a partir de la ocurrencia del Evento, incluido el mes m, durante los cuales el activo u ha estado indisponible. Si al momento de iniciar la aplicación de la metodología establecida en esta resolución, algún activo está indisponible por las causas citadas en este numeral, se asume que mi es igual a 1 para el primer mes de aplicación.

IMRm,u: Ingreso Mensual Regulado para remunerar el activo u, durante el mes m.

1.7 Compensaciones

1.7.1 Compensaciones por Incumplimiento de las Metas

Las compensaciones que deberán ser asumidas por el OR de los activos con horas de indisponibilidad acumuladas (HIDA) que superen las máximas horas anuales de indisponibilidad ajustadas (MHAIA), se calcularán con base en la información obtenida por el CND y conforme a las siguientes fórmulas:

Si para el activo u en el mes m, HIDAm,u = MHAIAm,u, las horas a compensar, HCm,u, son iguales a cero.

Si para el activo u en el mes m, HIDAm,u > MHAIAm,u, las horas a compensar se obtienen como se muestra a continuación:

La compensación por incumplimiento de las metas se calcula con:

Donde:

CIMm,u: Compensación por incumplimiento de metas, del activo u, en el mes m.

HCm,u: Horas a compensar por el activo u, para el mes m.

Hm: Horas del mes m.

HIDAm,u: Horas de Indisponibilidad Acumulada del activo u, en un período de doce meses que termina en el mes m.

HIDm,u: Horas de Indisponibilidad del activo u, durante el mes m.

IMRm,u: Ingreso Mensual Regulado para remunerar el activo u, durante el mes m.

MHAIAm,u: Meta de Indisponibilidad Anual Ajustada del activo u, calculada para el mes m.

THCm-1,u: Total de Horas compensadas por el activo u, en un período de once meses que termina en el mes m-1.

Para la aplicación de esta metodología, siendo p el mes de inicio de su aplicación, las Horas a Compensar para cada mes, en el período desde p-11 hasta p-1, HCp–i,u, son iguales a cero y por consiguiente el total de horas compensadas por el activo u, en ese mismo período, THCp-1,u también es igual a cero.

1.7.2 Compensaciones por Energía No Suministrada o por dejar No Operativos otros Activos

Las compensaciones que deberán ser asumidas por el OR de los activos cuya indisponibilidad ocasione Energía No Suministrada o que otros activos queden no operativos, se calcularán con base en lo descrito en este numeral.

Los OR estimarán la Energía No Suministrada (ENS) para cada una de las horas de duración de la indisponibilidad y estimará el porcentaje (PENSh) que ella representa frente a la predicción horaria de demanda en para el Mercado de Comercialización.

Para determinar el valor de la compensación se utilizará una de las siguientes tres condiciones:

1. Si para el activo u, en el mes m, las Horas de Indisponibilidad Acumulada son menores o iguales que las Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad Ajustadas (HIDAm,u = MHAIAm,u) y, durante todas las horas de la indisponibilidad i de este activo, el porcentaje de Energía No Suministrada (PENSh) es inferior al 2%, el valor de la compensación para la indisponibilidad i, es igual a cero.

2. Si para el activo u, en el mes m, las Horas de Indisponibilidad Acumulada son mayores que las Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad Ajustadas (HIDAm,u > MHAIAm,u) y, durante todas las horas de la indisponibilidad i, de este activo, el porcentaje de Energía No Suministrada (PENSh) es inferior al 2%, el valor de la compensación por dejar no operativos otros activos r, CANOi,m,u, se obtiene de la siguiente forma:

3. Si durante la indisponibilidad i, del activo u, para alguna de las horas de duración de la indisponibilidad, el porcentaje de Energía No Suministrada (PENSh) es mayor que el 2%, el valor de la compensación, CANOi,m,u, se obtiene de la siguiente forma:

Finalmente, la compensación del activo u, para cada mes m, por Energía No Suministrada o por dejar no operativos otros activos se calcula con:

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

CANOi,m,u: Compensación del activo u, por la indisponibilidad i, en el mes m, por Energía No Suministrada o por dejar no operativos otros activos.

CANOm,u: Compensación del activo u, en el mes m, por Energía No Suministrada y/o por dejar no operativos otros activos.

CROq: Costo Incremental Operativo de Racionamiento de Energía, definido y calculado por la UPME, correspondiente al escalón donde se encuentre el porcentaje de Energía No Suministrada, durante la hora q.

ENSq: Energía No Suministrada en la hora q, ocasionada por la indisponibilidad i, del activo u.

HDi,u: Número de horas afectadas por la indisponibilidad i del activo u.

IMRm,r: Ingreso Mensual Regulado para remunerar el activo r, durante el mes m.

PENSh: Porcentaje de la Energía No Suministrada, durante la hora h, por causa de la indisponibilidad i, del activo u.

1.7.2.1 Líneas Radiales

Para las áreas de un STR que se conectan al SIN mediante una única línea de Nivel de Tensión 4, se tendrá en cuenta el siguiente procedimiento:

i) Dentro de los seis meses siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución, el respectivo OR deberá presentar a la UPME un estudio de alternativas para mitigar el riesgo de fallas en el suministro de energía en las áreas que se encuentren en la condición citada, dentro del Mercado de Comercialización atendido por el OR;

ii) La UPME, con base en los criterios de evaluación para nuevos proyectos en el SIN, definirá la viabilidad de las alternativas planteadas y confirmará el plazo para su ejecución de acuerdo con lo planteado por el OR;

iii) Si la UPME no considera viable ninguna de las alternativas planteadas y no sugiere otra factible, para los activos que atienden la citada área no se considerará la compensación por Energía No Suministrada;

iv) Si se tiene una alternativa con el visto bueno de la UPME, la compensación por Energía No Suministrada la empezará a liquidar el LAC a partir de la fecha que haya confirmado la UPME para la entrada en operación del nuevo proyecto.

1.8 Ingreso Mensual Ajustado.

El LAC calculará mensualmente el Ingreso Mensual Ajustado, IMAm,u, para cada activo u, que no se encuentre en la condición señalada en el numeral 1.6 tal como se muestra a continuación:

IMAm,u = IMRm,u – CIMm,u

IMAm,u: Ingreso Mensual Ajustado para remunerar el activo u, durante el mes m.

IMRm,u: Ingreso Mensual Regulado para remunerar el activo u, durante el mes m.

CIMm,u: Compensación por incumplimiento de metas, del activo u, en el mes m.

El ingreso mensual del OR j, correspondiente a todos sus activos se calculará con la siguiente fórmula, teniendo en cuenta que el valor total a descontar en el mes m, por concepto de compensaciones por Energía No Suministrada o por dejar no operativos otros activos, no podrá superar el 60% de la suma de los ingresos ajustados de sus activos. Si el valor a descontar fuere mayor a dicho porcentaje, el saldo pendiente por descontar se deducirá durante los siguientes meses verificando que no se supere el tope del 60%:

CANOm,u: Compensación del activo u, en el mes m, por Energía No Suministrada o por dejar no operativos otros activos.

CANOPm-1: Valor de la compensación por Energía No Suministrada o por dejar no operativos otros activos que quedó pendiente por descontar en el mes m-1.

IMAm,u: Ingreso Mensual Ajustado para remunerar el activo u, durante el mes m.

IMAORj,m: Ingreso Mensual Ajustado para el Operador de Red j, durante el mes m.

IOPm,u: Remuneración para el activo u, en el mes m, mientras el activo u esté indisponible por las causas citadas en el numeral 1.6.

aj: Número de activos del Operador de Red j.

2. Calidad del Servicio de Distribución en el SDL

La calidad del servicio de distribución prestado por un OR se evaluará trimestralmente en términos de la Calidad Media brindada a sus usuarios conectados al Nivel de Tensión 1 y, en forma agregada, a sus usuarios conectados a los Niveles de Tensión 2 y 3, comparada con una Calidad Media de Referencia y una Calidad Media Mínima fijada por la regulación.

Para el efecto, dichas Calidades Medias se expresarán como un Indice de Discontinuidad que relaciona la cantidad promedio de Energía No Suministrada (ENS) por cada unidad de Energía Suministrada (ES) por un OR durante un trimestre dado (Indice Trimestral Agrupado de la Discontinuidad -ITAD), durante el período usado como referencia (Indice de Referencia Agrupado de la Discontinuidad - IRAD) y el máximo que se les debe causar a efectos de garantizarles un nivel mínimo de Calidad Media (Indice del Estándar Máximo Agrupado de la Discontinuidad - IMAD). En función de la mayor o menor cantidad de ENS durante un trimestre específico, el OR será objeto de aplicación de un Esquema de Incentivos el cual, de manera respectiva, le hará disminuir su Cargo por Uso del correspondiente Nivel de Tensión, o le permitirá aumentarlo, durante el trimestre inmediatamente siguiente a la evaluación.

El esquema de incentivos se complementará con un esquema de compensaciones a los usuarios “peor servidos” el cual busca disminuir la dispersión de la calidad prestada por el OR en torno a la calidad media, garantizando así un nivel mínimo de calidad a los usuarios, a partir del establecimiento de Estándares Máximos de Discontinuidad (EMD).

En este aparte del Anexo se definen todos los conceptos que se requieren para crear el esquema anteriormente descrito, y los elementos que conformarán el Sistema de Información que permitirá su aplicación, así:

-- Se clasifican las interrupciones del servicio de energía eléctrica, identificando aquellas que serán incluidas y aquellas que serán excluidas a efectos de evaluar los niveles de calidad media indicados.

-- Se establecen los grupos de calidad y los estándares mínimos de calidad que deben garantizarse a los usuarios que lo conforman.

-- Se definen los Indices de discontinuidad aplicables (IRAD, ITAD e IMAD) y su forma de estimación, los cuales serán propios de cada OR.

-- Se define la metodología para la estimación del incentivo a partir de los Indices de Discontinuidad, estableciendo una banda de indiferencia sobre la cual estos no serán tenidos en cuenta.

-- Se establece la forma de medición, registro y reporte de la información base para la aplicación del esquema, y su forma de verificación, así como el mecanismo que se utilizará para la estimación continua de los correspondientes incentivos.

-- Finalmente, se establecen los requisitos que debe cumplir cada OR para dar inicio a la aplicación del esquema en un tiempo máximo determinado.

2.1 Interrupciones del Servicio de Energía

Para las Interrupciones del servicio de energía se establece su Clasificación y las excepciones que se tendrán en cuenta para la aplicación del Esquema de Incentivos y compensaciones.

2.1.1 Clasificación de las Interrupciones

Teniendo en cuenta el tipo de las interrupciones, independientemente de su duración, estas 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 ampliaciones, mejoras, mantenimientos preventivos y/o mantenimientos correctivos, etc., en sus redes, instalaciones y/o equipos;

c) Causadas por Terceros:

i) Interrupciones por racionamiento de emergencia o programadas del sistema eléctrico nacional debidas a insuficiencia en la generación nacional o por otros Eventos en Generación y en el STN, 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 OR los excluyan del cálculo de los Indices;

ii) Eventos de activos pertenecientes al STR;

iii) Interrupciones por seguridad ciudadana solicitadas por organismos de socorro o autoridades competentes;

iv) Interrupciones originadas en la red de otro OR;

d) Fuerza Mayor

i) Fuerza Mayor de Difícil Gestión. Dentro de estos se consideran eventos como terremotos, maremotos, ciclones, etc.;

ii) Fuerza Mayor Gestionables. Dentro de estos eventos se clasificarán todos aquellos eventos de Fuerza Mayor que no sean clasificados dentro de los eventos de Fuerza Mayor de Difícil Gestión.

2.1.2 Exclusión de Interrupciones

Para el cálculo de los Indices de Discontinuidad y demás componentes que conforman las fórmulas que se establecen más adelante, no se tendrán en cuenta las siguientes interrupciones:

a) Las clasificadas como Causadas por Terceros;

b) Las debidas a eventos de Fuerza Mayor de Difícil Gestión;

c) Suspensiones o cortes del servicio por incumplimiento del contrato de servicios públicos por parte del usuario;

d) Suspensiones o cortes del servicio por programas de limitación del suministro al comercializador, ordenadas por el Centro Nacional de Despacho.

2.2 Grupos de Calidad para la Medición

Los Grupos de Calidad se determinan de acuerdo con las siguientes reglas:

Grupo 1. Circuitos o Transformadores ubicados en cabeceras municipales con una población superior o igual a 100.000 habitantes según último dato certificado por el DANE.

Grupo 2. Circuitos o Transformadores ubicados en cabeceras municipales con una población menor a 100.000 habitantes y superior o igual a 50.000 habitantes según último dato certificado por el DANE.

Grupo 3. Circuitos o Transformadores ubicados en cabeceras municipales con una población inferior a 50.000 habitantes según último dato certificado por el DANE.

Grupo 4. Circuitos o Transformadores ubicados en Suelo que no corresponde al área urbana del respectivo municipio o distrito.

La ubicación física de la subestación determina el Grupo al cual pertenecen los Circuitos correspondientes a alimentadores primarios, que se encuentran conectados a la misma. Para transformadores de distribución, el Grupo a que pertenecen estos estará determinado por la ubicación física del transformador de distribución.

2.2.1 Estándares Máximos de la Discontinuidad por Grupo de Calidad

El Estándar Máximo de Discontinuidad para cada Circuito c, que pertenece al Grupo de Calidad q, en el Trimestre p, corresponde al valor por grupo de calidad que se presenta en la siguiente tabla:

GRUPO	EMDq,p(h)
1	2.75
2	4.75
3	7.25
4	9.75

2.3 Indices de la Discontinuidad del Servicio

La CREG calculará, a partir de la información histórica de interrupciones y demás datos consignados por los OR en la base de datos del SUI, un nivel de referencia de la calidad de cada OR denominado Indice de Referencia Agrupado de la Discontinuidad (IRAD).

Las mejoras o desmejoras en la calidad del servicio prestado por cada OR, con respecto a ese nivel de referencia, serán determinadas trimestralmente comparando el IRAD contra un Indice Trimestral Agrupado de la Discontinuidad (ITAD), el cual representa el nivel de calidad del servicio prestado durante el trimestre de cálculo, y contra un nivel mínimo de calidad admisible representado en un Indice del Estándar Máximo Agrupado de la Discontinuidad (IMAD) a partir de los Estándares Máximos de Discontinuidad por Grupo de Calidad establecidos en el numeral 2.2.1.

Estos Indices se estimarán por Nivel de Tensión n, en forma independiente para el Nivel de Tensión 1 y en forma agregada para los Niveles de Tensión 2 y 3. Mientras el OR dispone de los equipos de medición en transformadores, como se indica en el numeral 2.6.2, los cálculos que se indican en este numeral se realizarán con base en la información de circuitos. Una vez se disponga de la medición en transformadores, los cálculos se realizarán con base en la información proveniente de esta medición, en reemplazo de la información de circuitos.

2.3.1 Cálculo del Indice de Referencia Agrupado de la Discontinuidad

El Indice de Referencia Agrupado de la Discontinuidad (IRADn,p) se calcula para cada OR a partir de la información que reportó en la base de datos del SUI acerca de los eventos ocurridos en su sistema trimestralmente durante los años 2006 y 2007. Este Indice se establecerá mediante resolución particular aplicando la siguiente expresión:

Donde:

IRADn,p: Indice de Referencia Agrupado de la Discontinuidad, que representa el nivel promedio de Discontinuidad del servicio que percibieron trimestralmente los usuarios del OR conectados al Nivel de Tensión n durante los años 2006 y 2007.

IRGn,q,p,k: Indice de Referencia de la Discontinuidad por Grupo de Calidad q, en trimestre p del año k y en el Nivel de Tensión n.

G: Cantidad de grupos de calidad en los que el OR tiene usuarios

k: Años de referencia en donde k1=2006 y k2=2007

El Indice de Referencia de la Discontinuidad por Grupo de Calidad (IRGn,q,p,k) se obtiene mediante la siguiente expresión:

Donde:

NRGn,q,pk: Nivel de Discontinuidad de Referencia por Grupo de Calidad, medido en kWh, que considera las interrupciones en cada grupo de calidad q, del Nivel de Tensión n, en el trimestre p del año k.

VTn,q,p,k: Ventas de energía del OR respectivo en el Nivel de Tensión n y el grupo de calidad q, para el trimestre p del año k, en kWh.

El Nivel de Discontinuidad de Referencia por Grupo de Calidad (NRGn,q,p,k) se halla mediante la siguiente expresión:

Donde:

NRCn,c,q,p,k: Nivel de Referencia de las interrupciones por Circuito, medido en kWh, de cada circuito c, que pertenece al Grupo de Calidad q, del Nivel de Tensión n, para el trimestre p del año k.

Nn,q,p,k: Número total de circuitos del respectivo OR del Nivel de Tensión n y del grupo de calidad q, durante el trimestre p del año k.

El Nivel de Referencia de las interrupciones por Circuito (NRCn,c,q,p,k) se calcula como se muestra a continuación:

NRCn,c,q,p,k = DRCn,c,q,p,k * ??Un,q,p,k * NUn,c,q,p,k

Donde:

DRCn,c,q,p,k: Duración de Referencia de las interrupciones por Circuito, medida en horas, para el circuito c, perteneciente al grupo de calidad q y al Nivel de Tensión n, durante el trimestre p del año k.

ÇUn,q,p,k: Energía promedio consumida en kWh/hora por los usuarios del grupo de calidad q, del Nivel de Tensión n, durante el trimestre p del año k.

NUn,c,q,p,k: Número promedio de usuarios del circuito c, del Nivel de Tensión n y del grupo de calidad q, durante el trimestre p del año k.

La Duración de Referencia en horas de las interrupciones por Circuito (DRCn,c,q,p,k) se obtiene a partir de la siguiente expresión:

DRCn,c,q,p,k = DNPrn,c,p,k + DPrn,c,p,k + DFMn,c,p,k

Donde:

DNPrn,c,p,k: Duración total en horas de todas las interrupciones No Programadas ocurridas en el circuito c, del Nivel de Tensión n, durante el trimestre p del año k.

DPr n,c,p,k: Duración total en horas de todas las interrupciones Programadas para el circuito c, del Nivel de Tensión n, durante el trimestre p del año k.

DFM n,c,p,k: Duración total en horas de todas las interrupciones originadas en Eventos de Fuerza Mayor Gestionables ocurridas en el circuito c, del Nivel de Tensión n, durante el trimestre p del año k.

2.3.2 Cálculo del Indice Trimestral Agrupado de la Discontinuidad

El Indice Trimestral Agrupado de la Discontinuidad (ITADn,p) es el Indice medio de la calidad del servicio prestado y es calculado a partir de los registros de las interrupciones consignadas por los OR en la base de datos de calidad del SUI como. El ITADn,p se calcula trimestralmente, para cada OR, como sigue:

Donde:

ITADn,p: Indice Trimestral Agrupado de la Discontinuidad, que representa el nivel promedio de Discontinuidad del servicio que percibieron todos los usuarios de un OR conectados al Nivel de Tensión n, durante el trimestre de evaluación p.

ITGn,q,p: Indice Trimestral de Discontinuidad por Grupo de Calidad q, en el Nivel de Tensión n y en el trimestre p.

G: Cantidad de grupos de calidad en los que el OR tiene usuarios.

p: Trimestre de cada año, para el que se elabora el cálculo. (1 de enero a 31 de marzo, 1 de abril a 30 de junio, 1 de julio a 30 de septiembre y 1 de octubre a 31 de diciembre).

El Indice Trimestral de Discontinuidad por Grupo de Calidad (ITGn,q,p) se obtiene de la siguiente manera:

Donde:

NTG n,q,p: Nivel de Discontinuidad Trimestral por Grupo de Calidad, medido en kWh, que considera las interrupciones en cada grupo de calidad q, del Nivel de Tensión n, durante el trimestre p.

VT n,q,p: Ventas de energía del OR respectivo en el Nivel de Tensión n y en el grupo de calidad q, para el trimestre p, en kWh.

El Nivel de Discontinuidad Trimestral por Grupo de Calidad (NTGn,q,p) mediante la siguiente expresión:

Donde:

NTCn,c,q,p: Nivel Trimestral de las interrupciones por Circuito, medido en kWh, de cada circuito c, que pertenece al grupo de calidad q y al Nivel de Tensión n, para el trimestre p.

Nn,q: Número total de circuitos del Nivel de Tensión n y del grupo de calidad q del respectivo OR.

El Nivel Trimestral de las interrupciones por Circuito (NTCn,c,q,p) se calcula como se muestra a continuación:

Donde:

DRCn,c,q,p,k: Duración de Referencia de las interrupciones por Circuito, medida en horas, para el circuito c, perteneciente al grupo de calidad q y al Nivel de Tensión n, durante el trimestre p del año k.

ÇUn,q,p,k: Energía promedio consumida en kWh/hora por los usuarios del grupo de calidad q, del Nivel de Tensión n, durante el trimestre p del año k.

NUn,c,q,p,k: Número promedio de usuarios del circuito c, del Nivel de Tensión n y del grupo de calidad q, durante el trimestre p del año k.

La Duración de Referencia en horas de las interrupciones por Circuito (DRCn,c,q,p,k) se obtiene a partir de la siguiente expresión:

DRCn,c,q,p,k = DNPrn,c,p,k + DPrn,c,p,k + DFMn,c,p,k

Donde:

DNPrn,c,p,k: Duración total en horas de todas las interrupciones No Programadas ocurridas en el circuito c, del Nivel de Tensión n, durante el trimestre p del año k.

DPr n,c,p,k: Duración total en horas de todas las interrupciones Programadas para el circuito c, del Nivel de Tensión n, durante el trimestre p del año k.

DFM n,c,p,k: Duración total en horas de todas las interrupciones originadas en Eventos de Fuerza Mayor Gestionables ocurridas en el circuito c, del Nivel de Tensión n, durante el trimestre p del año k.

2.3.2 Cálculo del Indice Trimestral Agrupado de la Discontinuidad

El Indice Trimestral Agrupado de la Discontinuidad (ITADn,p) es el Indice medio de la calidad del servicio prestado y es calculado a partir de los registros de las interrupciones consignadas por los OR en la base de datos de calidad del SUI como. El ITADn,p se calcula trimestralmente, para cada OR, como sigue:

Donde:

ITADn,p: Indice Trimestral Agrupado de la Discontinuidad, que representa el nivel promedio de Discontinuidad del servicio que percibieron todos los usuarios de un OR conectados al Nivel de Tensión n, durante el trimestre de evaluación p.

ITGn,q,p: Indice Trimestral de Discontinuidad por Grupo de Calidad q, en el Nivel de Tensión n y en el trimestre p.

G: Cantidad de grupos de calidad en los que el OR tiene usuarios.

p: Trimestre de cada año, para el que se elabora el cálculo. (1 de enero a 31 de marzo, 1 de abril a 30 de junio, 1 de julio a 30 de septiembre y 1 de octubre a 31 de diciembre).

El Indice Trimestral de Discontinuidad por Grupo de Calidad (ITGn,q,p) se obtiene de la siguiente manera:

Donde:

NTG n,q,p: Nivel de Discontinuidad Trimestral por Grupo de Calidad, medido en kWh, que considera las interrupciones en cada grupo de calidad q, del Nivel de Tensión n, durante el trimestre p.

VT n,q,p: Ventas de energía del OR respectivo en el Nivel de Tensión n y en el grupo de calidad q, para el trimestre p, en kWh.

El Nivel de Discontinuidad Trimestral por Grupo de Calidad (NTGn,q,p) mediante la siguiente expresión:

Donde:

NTCn,c,q,p: Nivel Trimestral de las interrupciones por Circuito, medido en kWh, de cada circuito c, que pertenece al grupo de calidad q y al Nivel de Tensión n, para el trimestre p.

Nn,q: Número total de circuitos del Nivel de Tensión n y del grupo de calidad q del respectivo OR.

El Nivel Trimestral de las interrupciones por Circuito (NTCn,c,q,p) se calcula como se muestra a continuación:

Donde:

DTCn,c,q,p: Duración Trimestral de las interrupciones por Circuito, medida en horas, para el circuito c, del Nivel de Tensión n y perteneciente al grupo de calidad q, durante el trimestre p.

ÇU n,q,p: Energía promedio consumida en kWh/hora por los usuarios del Nivel de Tensión n y del grupo de calidad q durante el trimestre p.

NU n,c,q,p: Número promedio de usuarios del circuito c, del grupo de calidad q, durante el trimestre p.

La Duración Trimestral de las interrupciones por Circuito (DTCn,c,q,p) se obtiene a partir de la siguiente expresión:

DTCn,c,q,p = DNPrn,c,p + DPrn,c,p + DFMn,c,p

Donde:

DNPrn,c,p: Duración total en horas de todas las interrupciones No Programadas ocurridas en el circuito c del Nivel de Tensión n, durante el trimestre p.

DPrn,c,p: Duración total en horas de todas las interrupciones Programadas para el circuito c, del Nivel de Tensión n, durante el trimestre p.

DFMn,c,p: Duración total en horas de todas las interrupciones originadas en Eventos de Fuerza Mayor Gestionables ocurridas en el circuito c, del Nivel de Tensión n, durante el trimestre p.

2.3.3 Cálculo de Indice del Estándar Máximo Agrupado de la Discontinuidad

El Indice del Estándar Máximo Agrupado de la Discontinuidad (IMADn,p) es calculado trimestralmente, para cada OR. Este Indice se establecerá mediante resolución particular aplicando la siguiente expresión:

Donde:

IMADn,p: Indice del Estándar Máximo Agrupado de la Discontinuidad que representa el nivel máximo admisible de discontinuidad para los usuarios conectados al Nivel de Tensión n de un OR, durante el trimestre de evaluación p.

IMGn,q,p: Indice del Estándar Máximo de la Discontinuidad por Grupo de Calidad q, para el Nivel de Tensión n, en el trimestre p.

G: Cantidad de grupos de calidad en los que el OR tiene usuarios.

p: Trimestre de cada año, para el que se elabora el cálculo (1o de enero a 31 de marzo, 1o de abril a 30 de junio, 1o de julio a 30 de septiembre y 1o de octubre a 31 de diciembre).

El Indice del Estándar Máximo de la Discontinuidad por Grupo de Calidad (IMGn,q,p), se obtiene de la siguiente manera:

Donde:

NMGn,q,p: Nivel de Discontinuidad del Estándar Máximo por Grupo de Calidad, medido en kWh, para cada grupo de calidad q, del Nivel de Tensión n, durante el trimestre p.

VTn,q,p: Ventas de energía del OR respectivo en el grupo de calidad q y en el Nivel de Tensión n, para el trimestre p, en kWh.

El Nivel de Discontinuidad del Estándar Máximo por Grupo de Calidad (NMGn,q,p) se halla mediante la siguiente expresión:

Donde:

NMCn,c,q,p: Nivel del Estándar Máximo de las interrupciones por Circuito, medido en kWh, de cada circuito c, del Nivel de Tensión n, que pertenece al grupo de calidad q, para el trimestre p.

Nn,q: Número total de circuitos del Nivel de Tensión n y del grupo de calidad q del respectivo OR.

El Nivel del Estándar Máximo de las interrupciones por Circuito (NMCn,c,q,p ) se calcula como se muestra a continuación:

Donde:

EMDq,p: Estándar Máximo de la Discontinuidad en horas para el circuito c, perteneciente al grupo de calidad q, durante el trimestre p, como se establece en el numeral 2.2.1.

ÇUn,q,p: Energía promedio consumida en kWh/hora por los usuarios del Nivel de Tensión n y del grupo de calidad q durante el trimestre p.

N n,c,q,p: Número promedio de usuarios del circuito c, del grupo de calidad q, durante el trimestre p.

2.4 Esquema de Incentivos y Compensaciones a la Calidad del Servicio de Distribución de Energía Eléctrica

De acuerdo con el resultado de la evaluación del desempeño trimestral de cada OR sobre la calidad media del servicio prestado en el Nivel de Tensión 1, o en los Niveles de Tensión 2 y 3, el Cargo por Uso de cada mes, Dtn,m, de estos niveles podrá ser ajustado en un valor que representa un Incentivo por Variación Trimestral de la Calidad (ÄDt) para el OR por su gestión de la calidad media del servicio prestado a sus usuarios durante el trimestre evaluado. El DtA, Cargo por Uso Ajustado por Incentivo, se estimará utilizando la siguiente expresión:

Donde,

DtAn,m: Cargo por Uso Ajustado por Incentivo aplicable en el mes m, para los usuarios del Nivel de Tensión n, en $/kWh.

Dtn,m: Cargo por Uso aprobado al OR mediante Resolución CREG aplicable en el mes m, para los usuarios del Nivel de Tensión n, en $/kWh.

ÄDtn,m: Incentivo aplicable a los usuarios del Nivel de Tensión n, durante el mes m, en $/kWh.

2.4.1 Cálculo del Incentivo por Variación Trimestral de la Calidad

La estimación del Incentivo por Variación Trimestral de la Calidad, ÄDtn,m, ($/kWh) que tendrá un OR por la gestión de la calidad promedio de su sistema de distribución, se establecerá para cada Nivel de Tensión n aplicando la siguiente expresión:

Donde,

ÄDtn,m: Incentivo por Variación Trimestral de la Calidad para el OR durante el mes m, aplicable al Cargo por Uso del Nivel de Tensión n, en $/kWh.

IRADn,p: Indice de Referencia Agrupado de la Discontinuidad.

ITADn,p_m-4: Indice Trimestral Agrupado de la Discontinuidad, estimado con base en la información de calidad del trimestre p al cual pertenece el mes m-4.

CRm-2: Costo de Racionamiento CRO1 calculado por la UPME para el mes m-2.

2.4.2 Banda de Indiferencia para la aplicación del Incentivo

Se establecerá una Banda de Indiferencia dentro de la cual el Incentivo por Variación Trimestral de la Calidad aplicable para un OR, ÄDtn,p, se hará igual a cero, si se cumple alguna de las siguientes condiciones:

-- La Calidad Media del OR disminuye, esto es el ITAD es superior al IRAD, pero se garantiza que este es menor o igual que el IMAD

IRADn?? ITADn,p?? IMADn,p

-- La Calidad Media del OR aumenta, esto es el ITAD es inferior al IRAD, pero no se garantiza que este sea menor que el IMAD

IMADn,p ?? ITADn,p?? IRADn,p

-- Aun siendo mayor que cero, el incentivo ÄDtn,p no será aplicable si algún Indice Trimestral de la Discontinuidad por Grupo de Calidad – ITGn,q,p, calculado como se indica en el numeral 2.3.2, se ha incrementado con respecto al Indice de Referencia de la Discontinuidad por Grupo de Calidad – IRGn,q,k. Esto es:

Cuando:

 Entonces:

para cualquier q = 1, 2, 3 ó 4

2.4.3 Compensación del Usuario “Peor Servido”

Todo OR cuyo Incentivo por Variación Trimestral de la Calidad, ÄDtn,p sea mayor que cero, o se haga igual a cero por la aplicación del numeral 2.4.2, deberá compensar a cada uno de los usuarios conectados a los circuitos y/o transformadores, en los cuales la suma de Duración total en horas de todas las interrupciones No Programadas (DNPrn,c,p) y la Duración total en horas de todas las interrupciones Programadas (DPrn,c,p), estimadas como se indica en el numeral 2.3.2, haya resultado mayor que el Estándar Máximo de la Discontinuidad – EMDq,p, establecido en horas, como se indica en el numeral 2.2.1, aplicando un Valor a Compensar VCn,c,m estimado mediante la siguiente expresión:

Cuando:

Entonces:

Donde:

X: Factor multiplicador que es igual a uno (X=1) cuando el Incentivo por Variación Trimestral de la Calidad sea positivo, o igual a cero (X=0) cuando el Indice Trimestral Agrupado de la Discontinuidad, ITADn,p, se ubique dentro de la Banda de Indiferencia, según lo indicado en el numeral 2.4.2.

ÄDtn,m: Valor Absoluto del Incentivo por Variación Trimestral de la Calidad para el OR durante el mes m, aplicable al Cargo por Uso del nivel de tensión n, en $/kWh, calculado como se indica en el numeral 2.4.1.

CFm: Consumo facturado al usuario “peor servido” durante el mes m, en kWh/h.

IPSn,m: Indice del Peor Servido, que relaciona el nivel de discontinuidad percibido por un usuario “peor servido” con el nivel de discontinuidad promedio de todos los usuarios atendidos por el OR.

DNPrn,c,p: Duración total en horas de todas las interrupciones No Programadas ocurridas en el circuito c del Nivel de Tensión n, durante el trimestre p.

DPrn,c,p: Duración total en horas de todas las interrupciones Programadas para el circuito c del nivel de tensión n, durante el trimestre p.

EMDq,p: Estándar Máximo de la Discontinuidad en horas para el circuito c, perteneciente al grupo de calidad q, durante el trimestre p, como se establece en el numeral 2.2.1.

CRm-2: Costo de Racionamiento CRO1 calculado por la UPME para el mes m-2.

CMm: Consumo promedio del usuario de los últimos tres meses, en kWh.

El Indice del Peor Servido IPS se estima utilizando la siguiente expresión:

Donde:

NHp: Número de horas totales del trimestre p.

2.4.4 Contratos de Calidad Extra

Adicionalmente a la aplicación del Esquema de Incentivos y Compensaciones descrito, los usuarios conectados a Niveles de Tensión 2 y 3, si así lo estiman conveniente, podrán negociar Contratos de Calidad Extra con el OR que le presta el servicio de distribución de electricidad.

La negociación de estos contratos considerará la posibilidad de realizar un acuerdo de mayor pago por el servicio de distribución, a cambio de garantizar condiciones de continuidad mejores a las establecidas en esta resolución en cuanto a la duración de las interrupciones. En estos contratos también se podrán pactar condiciones de mejor calidad en términos de la cantidad de las interrupciones.

2.5 Información Básica para la Aplicación del Esquema de Incentivos

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

2.5.1 Medición de las Interrupciones

Para consignar las interrupciones del servicio, cada OR deberá disponer de equipos de medición de eventos que registren la fecha y hora de inicio y de finalización de cada interrupción. Estos equipos deberán estar instalados a nivel de alimentador primario de cada subestación y en el nivel de alta tensión de cada uno de los transformadores a través de los cuales exista conexión a la red de distribución y cuyo primario se encuentre en los Niveles de Tensión 2, 3 y 4.

Los equipos de medida mencionados en esta resolución deben cumplir con las características técnicas que se describen en el Código de Medida vigente y/o resoluciones que lo complementen o lo sustituyan.

Para los transformadores que atiendan la demanda de un único usuario residencial no se exigirá la instalación de los medidores indicados.

Las interrupciones ocurridas en los alimentadores y transformadores excluidos de la exigencia de instalación del equipo de medición de eventos serán capturadas a partir del momento en que sean detectadas por el OR o reportadas por los usuarios a través de la Línea Telefónica de Atención de Interrupciones, dispuesta por el OR para ese fin.

Todas las llamadas realizadas por los usuarios para reportar interrupciones deberán ser grabadas por el OR y deberán ser mantenidas durante un tiempo mínimo de un año con la posibilidad de ser utilizadas durante las auditorías que se realicen a la información del OR.

El Sistema de Medición, entendido como el conjunto de dispositivos destinados a la medición de las interrupciones, deberá cumplir con las exigencias de certificación establecidas en el Código de Medida.

Una vez el OR disponga del Sistema de Medición que le permita dar inicio a la aplicación del Esquema de Incentivos y Compensaciones, previo cumplimiento de los requisitos establecidos en el numeral 2.6.2.1, podrá solicitar a la CREG la inclusión de los activos que conforman dicho sistema mediante el procedimiento de Actualización de Cargos por la Puesta en Servicio de Nuevos Activos.

2.5.2 Registro de la Información de las Interrupciones

El registro de las interrupciones medidas de acuerdo con lo establecido en el numeral 2.5.1 debe responder a un protocolo el cual garantice que, de manera veraz y verificable, el OR mantenga un seguimiento cronológico de todas las interrupciones que suceden a nivel de circuito, y/o a nivel de transformador, y toda la información sobre los mismos que se considera relevante, tanto para la aplicación del esquema como para el análisis estadístico de la operación de los sistemas de distribución.

Estos protocolos deben ser diseñados por cada OR y contar con un Certificado de Gestión de Calidad expedido por un Organismo de Certificación Acreditado o reconocido a través de acuerdos de reconocimiento mutuo por la Superintendencia de Industria y Comercio, cuyo alcance sea el descrito en este numeral. Esta certificación debe permanecer vigente y su incumplimiento, además de no permitir la aplicación del esquema de incentivos, será causal de investigación por parte de la SSPD.

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

2.5.2.1 Origen y Causa

Se debe registrar la red de origen del evento, es decir, STN, STR o SDL. Para las interrupciones originadas en el SDL se debe identificar el componente donde se presentó la falla y el Nivel de Tensión en el cual se encuentra conectado. En todos los casos, se debe describir la causa de la falla correspondiente.

2.5.2.2 Clasificación de la Interrupción

Una vez registrada cada Interrupción, esta se debe clasificar de acuerdo con lo establecido en el numeral 2.1.1.

El OR afectado por un evento de Fuerza Mayor, deberá declarar oficialmente ante la SSPD la ocurrencia del mismo, será responsable por tal declaración y mantener el soporte que la justifique. Así mismo, si se prevé que la interrupción causada por el evento tendrá una duración superior a los tres (3) días a partir de su ocurrencia, el OR tendrá que informar a los Usuarios antes de transcurridos dos (2) días de la ocurrencia del evento, mediante publicación en un diario que circule en la zona afectada, o en su defecto, en otro medio de comunicación masivo disponible en la región o área afectada.

Cuando se registran interrupciones Programadas, estas deben ser informadas con una antelación mínima de 48 horas a través de cualquier medio de comunicación que garantice la adecuada información de los usuarios afectados.

Tanto para eventos de Fuerza Mayor como de interrupciones Programadas debe quedar constancia de estos anuncios para soportar el reporte de este tipo de interrupciones y para verificación de la Auditoría.

El incumplimiento de cualquiera de los anuncios aquí exigidos será causal de investigación por parte de la SSPD.

2.5.2.3 Duración

La información obtenida a través de la medición en equipos instalados para tal fin será la fuente de estimación de la duración de las interrupciones, tanto las ocurridas en los alimentadores de Nivel de Tensión 2 y 3 como en los transformadores con primario en los Niveles de Tensión 2, 3 y 4.

El registro de la duración estimada de cada interrupción capturada a través de la Línea Telefónica de Atención de Interrupciones o detectada directamente por el OR, será responsabilidad del OR.

Todas las interrupciones menores a un (1) minuto deberán registrarse de manera independiente.

2.5.2.4. Información Complementaria Mensual

Mensualmente, para cada evento registrado, se debe además registrar la siguiente información:

a) Código de cada circuito y de cada transformador;

b) Nombre de la Subestación;

c) Número de usuarios conectados en cada circuito y en cada transformador;

d) Ventas de energía en cada circuito y en cada transformador;

e) Voltaje de operación de cada circuito y de cada transformador;

f) Grupo de Calidad al que pertenece cada circuito y cada transformador;

g) Longitud de cada circuito;

h) Georreferenciación de cada circuito y de cada transformador;

i) Demás información solicitada por el SUI.

Toda la información registrada deberá mantenerse salvaguardada por un término mínimo de tres (3) años, junto con los soportes requeridos en caso de declaraciones de Fuerza Mayor y anuncio previo de este tipo de interrupciones si su duración ha sido mayor a la indicada. Se deben además mantener, por el mismo término, los anuncios correspondientes a Interrupciones Programadas.

2.5.3 Reporte de la Información de las Interrupciones

Los reportes de información de calidad de cada OR al SUI, en los formatos y condiciones que para el efecto se determinen mediante circular, serán mensuales y corresponderán como mínimo a la información registrada de acuerdo con lo establecido en el numeral 2.5.2.

El Centro Nacional de Despacho será el encargado del cálculo de los Indices, Incentivos y Compensaciones que hacen parte del esquema descrito en este Anexo. Para el efecto, este será un usuario de la información de calidad consignada en el SUI, además de ser receptor directo de la medición.

Como receptor directo de la información de medición, el Centro Nacional de Despacho deberá interrogar los equipos de medición instalados por cada OR. Para este efecto, el OR deberá contar con un sistema de telemedida y telecomunicación entre los equipos de medida, los Centros de Control del OR y el Centro Nacional de Despacho. Mientras este sistema se habilite, de acuerdo con los plazos establecidos en el numeral 2.6.2, los archivos planos originales obtenidos de los equipos de medida deberán ser entregados por el OR al Centro Nacional de Despacho por lo menos cada 2 semanas. Estos archivos planos no deberán ser modificados por el OR y deberán permanecer disponibles para su auditoría durante un período de tres (3) años.

2.5.4 Estimación Trimestral de la Discontinuidad y del Incentivo correspondiente

Trimestralmente, con base en la información mensual reportada por cada OR al SUI, el Centro Nacional de Despacho estimará los Indices establecidos en esta resolución, y demás componentes de las fórmulas correspondientes, a fin de determinar los Incentivos y Compensaciones a aplicar por cada OR.

Para el efecto, el Centro Nacional de Despacho tendrá del día 6 al día 20 de cada mes para realizar los cálculos necesarios e informar a cada OR el Cargo por Uso Ajustado por Incentivo, DtA, que aplicará mensualmente. Estos Cargos por Uso Ajustados deberán permanecer publicados en la página web del Centro Nacional de Despacho.

Previo a los cálculos, el Centro Nacional de Despacho debe confrontar la información reportada por el OR y la información interrogada en los equipos de medida. En caso de inconsistencias, el Incentivo por Variación Trimestral de la Calidad se hará igual a cero, y los usuarios “Peor Servidos” del respectivo OR recibirán compensación de acuerdo con lo establecido en el numeral 2.4.3. El reporte de inconsistencias quedará a disposición de la SSPD para su investigación.

2.5.5 Auditorías a la Información

Mensualmente se realizarán Auditorías aleatorias a la información de calidad reportada por los OR. Las inconsistencias que se llegasen a presentar serán causales de investigación por parte de la SSPD.

2.6 Implementación del Esquema de Incentivos y Compensaciones

La implementación del esquema de Incentivos y Compensaciones descrito en este Anexo requiere el cumplimiento de los siguientes requisitos de Información y Definición de Procedimientos:

2.6.1 Información Inicial para el Cálculo del IRAD y del IMAD

Dentro de los dos (2) meses siguientes a la entrada en vigencia de esta resolución, se adecuarán los aplicativos del SUI necesarios para reportar la información definida en el numeral 2.5.2.

Cumplido este plazo, el OR dispondrá de máximo dos (2) meses, para revisar, validar y complementar la información de calidad de los años 2006 y 2007 previamente consignada en el SUI, acorde con los aplicativos que fueron objeto de adecuación.

Podrá ser modificada o incluida la información sobre ventas de energía, códigos de circuitos y de transformadores, número de usuarios y grupo de calidad. La información de eventos, frecuencias, duraciones y su clasificación por ningún motivo podrá ser modificada. Las modificaciones y/o adiciones que se requieran deberán surtir el proceso de justificación y autorización establecido por el SUI.

Con base en esta información, la CREG estimará el Indice de Referencia Agrupado de la Discontinuidad (IRAD) y el Indice Estándar Máximo Agrupado de la Discontinuidad (IMAD), así como los Indices de Referencia de Discontinuidad por Grupo de Calidad (IRG) requeridos para su aplicación. En el plazo de dos (2) meses, la CREG expedirá las correspondientes resoluciones particulares.

2.6.2 Requisitos para Iniciar la Aplicación del Esquema de Incentivos y Compensaciones

El inicio de la aplicación del Esquema de Incentivos y Compensaciones se dará para cada OR una vez cumpla los requisitos establecidos en este numeral. Entre tanto, para el OR continuará vigente la regulación de calidad establecida en la Resolución CREG 070 de 1998 y todas las que la complementan y/o modifican.

Sin perjuicio de lo anterior, el OR contará con un plazo máximo de doce (12) meses, contados a partir de la fecha de entrada en vigencia de esta resolución, para acogerse al Esquema de Incentivos y Compensaciones establecido en este Anexo. El incumplimiento de estos requisitos y, por tanto la imposibilidad de empezar a aplicar el Esquema después de la fecha indicada, será considerado un incumplimiento a la calidad del servicio que puede dar lugar a su intervención por parte de la SSPD.

2.6.2.1 Requisitos de los OR

El cumplimiento de los siguientes requisitos deberá ser informado por el OR a la SSPD para que pueda dar inicio a la aplicación del Esquema de Incentivos y Compensaciones.

a) Vinculación de usuarios a transformadores y alimentadores;

b) Sistema de telemedida en alimentadores. El sistema de telemedida en transformadores debe estar disponible en un plazo máximo de doce (12) meses después del inicio de la aplicación del Esquema de Incentivos y Compensaciones al OR;

c) Vinculación entre los sistemas de telemedida del Centro de Control del OR y el Centro Nacional de Despacho;

d) Línea de Atención Telefónica de Interrupciones en operación;

e) Sistema de Medición y Protocolos de Registro y Reporte del OR certificados.

2.6.2.2 Requisitos CND

Sistema de Información para la estimación de los Indices, Incentivos y Compensaciones en operación.

2.6.2.3 Requisitos CREG

Expedición de las Resoluciones CREG particulares definiendo el IRAD y el IMAD de cada OR.

2.7 Participación del Usuario

2.7.1 Obligaciones de Información al Usuario por parte del OR

1. Por lo menos una vez al año, el OR deberá entregar al comercializador, para que este publique en la factura del usuario, un anexo informativo sobre la forma como funciona el Esquema de Incentivos y Compensaciones a la Calidad del Servicio de Distribución Eléctrica.

2. En cada factura, con base en la información que le suministre el OR, el comercializador debe informar al usuario sobre la duración total, en horas, de las interrupciones del trimestre al cual pertenece el mes facturado, comparándolas con los Estándares Máximos de Discontinuidad correspondientes.

2.7.2 Derechos de los Usuarios

Los Usuarios tendrán derecho a reclamar por la duración real de las interrupciones que ellos puedan contabilizar. En caso de controversia entre el OR y los Usuarios, la carga de la prueba en contrario, será a cargo del OR.

El Presidente,

MANUEL MAIGUASHCA OLANO,

Viceministro de Minas y Energía Delegado del Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

HERNÁN MOLINA VALENCIA

ANEXO 10.

PÉRDIDAS RECONOCIDAS POR NIVEL DE TENSIÓN Y FACTORES DE PÉRDIDAS PARA REFERIR AL STN.

La determinación de pérdidas reconocidas por Nivel de Tensión son el resultado de los análisis técnicos de los sistemas operados por cada OR y de la determinación de las pérdidas de energía totales en cada uno de los sistemas operados por los OR, con base en la información entregada por estos, según lo solicitado en la Circular CREG 015 de 2007 y, adicionalmente, en la información entregada por XM Expertos en Mercados S. A. ESP. con la simulación de pérdidas en los STR.

1. Pérdidas reconocidas por Nivel de Tensión

Donde:

Pj,n: Porcentaje de pérdidas del OR j del Nivel de Tensión n (n= 4, 3 o 2).

PTj,n: Porcentaje de Pérdidas Técnicas del OR j en el nivel de tensión n, resultantes de los análisis técnicos, con respecto a la energía de entrada al mismo nivel, para los niveles de tensión 4, 3 o 2. Para el Nivel de Tensión 4 será el correspondiente al STR.

Pj,1: Porcentaje de pérdidas del OR j del Nivel de Tensión 1.

PTj,1: Porcentaje de Pérdidas Técnicas del OR j en el nivel de tensión 1, resultantes de los análisis técnicos, con respecto a la energía de entrada al mismo nivel.

PNTj,r: Porcentaje de Pérdidas No Técnicas Reconocidas al OR j. Mientras el OR presenta su Plan de Pérdidas y se establece el porcentaje PNTj,r respectivo, este porcentaje será igual a PNTe,r.

EEj: Energía de Entrada total al sistema del OR j, proveniente del STN, agentes generadores y otros OR (kWh-año sin referir al STN).

EEj,1: Energía de Entrada al Nivel de Tensión 1 del OR j, proveniente del STN, agentes generadores, otros OR y otros niveles de tensión del mismo OR (kWh-año sin referir al STN).

PNTe,r: Porcentaje de Pérdidas No Técnicas Reconocidas al OR e.

PTOTe: Porcentaje de Pérdidas Totales del Sistema del OR e. El OR e será el que registre para el 2006 el menor valor de pérdidas del país, de entre los OR que cuenten con una Energía de Salida igual o superior al 3% de la sumatoria de la Energía de Salida de todos los OR del país.

PTe,n: Porcentaje de Pérdidas Técnicas del OR e en el nivel de tensión n, resultantes de los análisis técnicos, con respecto a la energía de entrada al mismo nivel, para los niveles de tensión 1, 2 y 3. Para el Nivel de Tensión 4 será el correspondiente al STR.

EEe,n: Energía de Entrada al nivel n del sistema del OR e, proveniente del STN, agentes generadores, otros OR y otros niveles de tensión del mismo OR (kWh-año sin referir al STN).

EEe: Energía de Entrada total al sistema del OR e, proveniente del STN, agentes generadores y otros OR (kWh-año sin referir al STN).

EEs: Energía de Salida total del sistema del OR e a Comercializadores, otros OR o al STN (kWh-año sin referir al STN).

PNTj,nr: Porcentaje de Pérdidas No Técnicas No Reconocidas al OR j.

PTOTj: Porcentaje de Pérdidas Totales del Sistema del OR j.

Los índices de pérdidas de cada nivel de tensión serán únicos para todo el período regulatorio.

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:

2.1 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: Pérdidas a reconocer en el Nivel de Tensión 4 al OR j, iguales para los OR conectados al un mismo STR.

2.2 Nivel de Tensión 3

Donde:

PR3,j: Factor para referir las medidas de energía del Nivel de Tensión 3 del OR j al STN.

Pj,n: Pérdidas a reconocer en el Nivel de Tensión n del OR j (donde n es 3 ó 4).

Pj,3-STN: Pérdidas para referir las medidas de energía del Nivel de Tensión 3 al STN. Corresponde a las pérdidas de transformación iguales a 0.23%.

Dj,n-2: Flujo de energía anual entre el Nivel de Tensión 4 o el STN y el Nivel de Tensión 3 del OR j (MWh-año), de acuerdo con el balance de energía de que trata el Anexo 8.

2.3 Nivel de Tensión 2

Donde:

PR2,j: Factor para referir las medidas de energía del Nivel de Tensión 2 del OR j al STN.

Dj,n-2: Flujo de energía anual entre el Nivel de Tensión n (con n= 4 ó 3) o el STN y el Nivel de Tensión 2 del OR j (MWh-año), de acuerdo con el balance de energía de que trata el Anexo 8.

Pj,n: Pérdidas a reconocer en el Nivel de Tensión n del OR j.

Pj,2-n: Pérdidas para referir las medidas de energía del Nivel de Tensión 2 al Nivel de Tensión 4 del mismo OR o al STN. Corresponde a las pérdidas de transformación iguales a 0.23%.

2.4 Nivel de Tensión 1

Donde:

PR1,j: Factor para referir las medidas de energía del Nivel de Tensión 1 del OR j al STN.

Pj,1-3: Pérdidas para referir las medidas de energía del Nivel de Tensión 1 al Nivel de Tensión 3 del mismo OR. Corresponde a las pérdidas de transformación iguales a 0.23%.

Dj,n-1: Flujo de energía anual entre el Nivel de Tensión n (n es 3 ó 2) y el Nivel de Tensión 1 del OR j (MWh-año), de acuerdo con el balance de energía de que trata el Anexo 8.

El Presidente,

MANUEL MAIGUASHCA OLANO,

Viceministro de Minas y Energía Delegado del Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

HERNÁN MOLINA VALENCIA

ANEXO 11.

CONTENIDO DE LA SOLICITUD.

En la solicitud escrita que se formule a la CREG para la fijación de cargos y costos de distribución, la empresa deberá incluir como mínimo lo siguiente:

“Que hemos aplicado la metodología de que trata la Resolución CREG … de 2008, obteniendo los siguientes resultados para el sistema que opera la (empresa):

Costos	Pesos de diciembre de 2007
Costo Anual por el uso de los activos del Nivel de Tensión 4
Costo Anual por el uso de los activos del Nivel de Tensión 3
Costo Anual por el uso de los activos del Nivel de Tensión 2
Costo Anual por el uso de los activos del Nivel de Tensión 1
Cargos	$/kWh (pesos de diciembre de 2007)
Cargo Máximo del Nivel de Tensión 3
Cargo Máximo del Nivel de Tensión 2
Cargo Máximo del Nivel de Tensión 1, por concepto de inversión
Cargo Máximo del Nivel de Tensión 1, por concepto de AOM

Que con la firma de este documento ratifico que la información de nuestra empresa ingresada a través de la web de la Comisión, corresponde a nuestros inventarios en los Niveles de Tensión 4, 3 y 2 y activos de conexión al STN, sobre los cuales se realizará la verificación de que trata el Anexo 6 de la Resolución CREG … de 2008.”

Así mismo se adjunta el plano impreso del diagrama unifilar de los Niveles de Tensión 4, 3 y 2 de los activos operados por la empresa. Así mismo, ratifico que estos planos fueron ingresados a través de la página web de la comisión en el lugar dispuesto para tal fin, en formato…

Para efectos de la publicación de que trata el parágrafo 2o del artículo 18 de la Resolución CREG … de 2008, a continuación se presenta la información requerida en el Anexo 7 de la misma resolución…

El Presidente,

MANUEL MAIGUASHCA OLANO,

Viceministro de Minas y Energía Delegado del Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

HERNÁN MOLINA VALENCIA

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1. Tomada del Documento CREG 001 de 2008. Se actualizará cuando se expida la resolución definitiva que defina la Tasa de Descuento para la actividad de distribución de energía eléctrica.