RESOLUCIÓN 73 DE 2002

(octubre 29)

Diario Oficial No. 44.990 de 7 de noviembre de 2002

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Por la cual se someten a consideración de los agentes, usuarios y terceros interesados los principios generales y la metodología para el establecimiento de 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 la Leyes 142 y 143 de 1994, y los Decretos 1524 y 2253 de 1994, y

CONSIDERANDO:

Que el artículo 8 de la Resolución CREG-099 de 1997 establece que los cargos que apruebe la Comisión por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y/o Distribución Local tendrán una vigencia de cinco (5) años, contados a partir del primero de enero de 1998;

Que el parágrafo 3o. del artículo 8o. de la Resolución CREG-099 de 1997 dispone que antes de doce meses de la fecha prevista para que termine la vigencia de los cargos, la Comisión de Regulación de Energía y Gas pondrá en conocimiento de los transportadores las bases sobre las cuales efectuará el estudio para determinar los cargos del período siguiente;

Que el parágrafo 4o. del artículo 8o. de la Resolución CREG-099 de 1997 prevé que vencido el período de vigencia de los cargos por uso que apruebe la Comisión, continuarán rigiendo hasta tanto la Comisión no apruebe los nuevos;

Que mediante la Resolución número 080 de 2000, 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 post erioridad, la metodología para determinar los cargos en dicha actividad;

Que el artículo 2o. de la Resolución número 080 de 2000 fijó un plazo de (90) días calendario para que los agentes, usuarios y terceros interesados, enviaran a la Comisión comentarios, observaciones y sugerencias a los principios generales conceptuales contenidos en la misma resolución;

Que la Comisión ha adelantado diversos estudios tendientes a identificar los gastos eficientes por concepto de administración, operación y mantenimiento de los activos del servicio, las pérdidas eficientes en los Sistemas de Transmisión Regional y de Distribución Local, los costos de reposición de los activos, el factor de productividad, los niveles de calidad, los servicios de soporte de voltaje, y la remuneración de los activos del Nivel de Tensión 1;

Que analizadas las conclusiones de los estudios adelantados, al igual que las observaciones presentadas a la Comisión, se encontró pertinente aceptar algunas, relacionadas con la metodología de cálculo de los cargos, los activos a remunerar, los gastos de administración, operación y mantenimiento de los activos en servicio y el cobro del transporte de energía reactiva en exceso;

Que la Comisión, mediante Resolución CREG 013 de 2002 estableció la metodología de cálculo y ajuste para la determinación de las tasas de descuento que se utilizarán en las fórmulas tarifarias de la actividad de distribución de energía eléctrica para el próximo período tarifario. En esta Resolución se aprobó una tasa de descuento en términos reales antes de impuestos, igual al 16.06%, para un escenario de regulación de precio máximo, según la cual el OR asume el riesgo de demanda durante todo el período tarifario;

Que la Comisión mediante Resolución CREG-046 de 2002 modificó el plazo establecido en el artículo 8o. de la Resolución CREG-099 de 1997, con el fin de que las empresas puedan presentar los estudios de cargos dando aplicación a la metodología que finalmente se apruebe para la definición de los Cargos por Uso del STR y/o SDL;

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión número 202 del 29 de octubre de 2002, aprobó someter a consulta de los agentes, usuarios y terceros interesados, los principios generales y la metodología para el establecimiento de cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local, contenidos en la presente resolución,

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. DEFINICIONES. Para la interpretación y aplicación de esta resolución, se tendrán en cuenta, además de las definiciones establecidas en la Ley 142 de 1994 y en las resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes:

Activos de Conexión al STN, a un STR o a un SDL. Son los bienes que se requieren para que un generador, transportador, usuario final, o varios de los anteriores, se conecte físicamente al Sistema de Transmisión Nacional, a un Sistema de Transmisión Regional o a un Sistema de Distribución Local, y que no son remunerados a través de cargos por uso. Siempre que estos bienes sean usados exclusivamente por el usuario, o por un grupo de ellos, no harán parte del Sistema del Transmisión Nacional o del Sistema de Transmisión Regional o del Sistema de Distribución Local, al cual se conectan, ni se remunerarán mediante Cargos por Uso de dichos sistemas. En cualquier caso, siempre se considerarán como Activos de Conexión los siguientes:

- Activos que sean usados exclusivamente por un único usuario final.

- Activos que sean usados exclusivamente por un generador o un grupo de ellos.

- Activos que sean usados exclusivamente por un OR o un grupo de ellos.

Activos del Nivel de Tensión 1. Son los activos de uso conformados por los transformadores de distribución con sus protecciones y equipos de maniobra, al igual que redes de transporte que operan a tensiones menores de 1 kV.

Activos de Uso del STN. Son aquellos activos de transmisión de electricidad que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV, y son remunerados mediante Cargos por Uso del STN.

Activos de Uso de STR y SDL. Son aquellos activos de transmisión de electricidad que operan a tensiones inferiores a 220 kV, se clasifican en Unidades Constructivas y son remunerados mediante Cargos por Uso de STR o SDL.

Activos no eléctricos. Son aquellos activos que no hacen parte de la infraestructura de transporte 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, Equipos de Comunicaciones, etc.

Autoproductor. Para efectos de la presente Resolución corresponden a los Autogeneradores y Cogeneradores, definidos según las Resoluciones CREG 084 de 1996 y la 107 de 1998, o en aquellas que las adicionen, modifiquen o sustituyan.

Cargos Máximos por Nivel de Tensión. Son los cargos, expresados en $/kWh, calculados para cada Nivel de Tensión que se cobran por uso de los Sistemas de Transmisión Regional o Distribución Local a los comercializadores o a los OR.

Cargos por uso. Son los cargos, expresados en $/kWh, acumulados para cada Nivel de Tensión, que los Activos de uso de STR y SDL y que los comercializadores facturan a los usuarios finales, y que se utilizan en el cálculo del Costo Unitario de Prestación del Servicio. Estos pueden ser cargos monomios o monomios horarios.

Cargo monomio. Cargo por unidad de energía, expresado en $/kWh, constante durante un mes, que remunera el uso de los STR y de los SDL.

Cargo monomio horario. Cargo monomio por unidad de energía, expresado en $/kWh, constante para la misma hora durante un mes, que remunera el uso de los STR y de los SDL. Estos cargos se determinan a partir de la diferenciación a nivel horario de los cargos monomios, con base en las curvas de carga representativas de cada Nivel de Tensión del respectivo STR o SDL según lo establecido en el Anexo número 9.

Circuitos Típicos de Distribución Secundaria. Unidades Constructivas típicas, utilizadas para clasificar los Activos del Nivel de Tensión 1.

Demanda del comercializador. Para efectos de la presente resolución, se entenderá que la Demanda del comercializador en un Sistema de Transmisión Regional es igual a la Demanda Comercial del mismo en dicho sistema, descontadas las pérdidas del STN.

Metodología de Precio Máximo (Price Cap). Metodología de remuneración según la cual la Comisión establece, para cada Operador de Red, los cargos máximos por unidad de energía transportada que puede cobrar a los usuarios de su sistema.

Mercado de Comercialización. Conjunto de Usuarios Finales ubicados en un mismo municipio y conectados a un STR o SDL.

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 62 kV.
Nivel 3:	Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 30 kV y menor de 62 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, de las inversiones, la operación y el mantenimiento de todo o parte de un STR o SDL. 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. La unidad mínima de un SDL para que un OR solicite Cargos de Uso corresponde a un Mercado de Comercialización.

Sistema de Distribución Local (SDL). Sistema de transporte de energía eléctrica compuesto po r 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 uno o varios Mercados 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, no hacen parte de STN y que están conectados eléctricamente entre sí a este Nivel de Tensión, o que han sido definidos como tales por la Comisión. Un STR puede pertenecer a 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, con sus correspondientes módulos de conexión, que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV.

Transformadores de Distribución Secundaria. Transformadores con voltaje secundario menor a 1 kV y que son utilizados para atender usuarios finales del Nivel de Tensión 1.

Usuarios de los STR o SDL. Suscriptores del servicio de energía eléctrica conectados a estos sistemas, y Operadores de Red cuyo sistema se conecta a otro STR o SDL.

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

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) Los cargos máximos de los Sistemas de Transmisión Regional o de los Sistemas de Distribución Local se determinarán a partir de los inventarios de los OR, de acuerdo con las Unidades Constructivas que se presentan en el Anexo 3. Los OR podrán presentar Unidades Constructivas especiales no contempladas en el Anexo 3, para lo cual deberán suministrar la información correspondiente, de acuerdo con las Circulares expedidas para tal fin;

b) Los cargos máximos de los Sistemas de Transmisión Regional se determinarán a partir de los activos de uso pertenecientes al Nivel de Tensión 4 y a las conexiones al STN de los OR. 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 las conexiones entre OR en dichos niveles. Los Cargos máximos del Nivel de Tensión 1 se determinarán a partir de los Circuitos Típicos de Distribución Secundaria, establecidos por la CREG;

c) Los usuarios de los STR o SDL, pagarán un cargo único (monomio o monomio horario) por su uso, en función del Nivel de Tensión donde se encuentren conectados. Los usuarios que sean propietarios de los activos del Nivel de Tensión 1 pagarán cargos del Nivel de Tensión 3 o 2 dependiendo del Nivel de Tensión donde esté conectado su transformador de distribución.

Cuando el equipo de medida de un usuario propietario de los activos del Nivel de Tensión 1 se encuentre instalado en dicho nivel su consumo facturable deberá ser proyectado al Nivel de Tensión 2 o 3 con el factor de pérdidas que se presenta en el Anexo número 11 de la presente resolución;

d) Cuando se requiera la reposición de los activos del Nivel de Tensión 1 que no son de propiedad del OR a cuyo sistema se conectan, los propietarios de los mismos podrán reponerlos y continuarán pagando los cargos del Nivel de Tensión 3 o 2, dependiendo del Nivel de Tensión donde esté conectado su transformador de distribución.

Si el propietario de tales activos no ejecuta la reposición, el OR deberá realizarla, y por lo tanto, a partir del momento en que entren en operación los nuevos activos, los usuarios respectivos deberán pagar cargos del Nivel de Tensión 1;

e) Los cargos máximos de los Sistemas de Transmisión Regional, y de los Sistemas de Distribución Local, aprobados por la Comisión, corresponden a valores máximos.

En este sentido, el OR podrá aplicar valores inferiores a los aprobados por la Comisión, respetando el principio de no discriminación entre usuarios. En el caso de los cargos máximos de los Sistemas de Transmisión Regional, el OR deberá informar por escrito al LAC, para proceder a realizar los ajustes respectivos en la liquidación de los cargos de STR a partir del año siguiente;

f) Cuando durante la vigencia del período tarifario se produzca la conexión, a Nivel de Tensión 4, de dos STR que no hagan parte de un mismo Sistema de Transmisión Regional, se calculará nuevamente el Costo Anual Equivalente asociado con el nuevo STR que resulte;

g) Cuando un Operador de Red se conecte al sistema de otro OR, en niveles de tensión iguales o inferiores al 3, se considerará al OR que está tomando energía del sistema como un usuario del otro OR y, en tal caso, deberá pagar el cargo al Nivel de Tensión correspondiente;

h) El comercializador cobrará a sus usuarios los cargos por uso del Nivel de Tensión donde se conectan con Activos de Conexión. No hay lugar a cobro de cargos por uso de STR o SDL a los usuarios que se encuentren conectados directamente al STN. Se entiende que un usuario está conectado directamente al STN cuando el equipo que está instalado entre su punto de conexión y el STN es un transformador con tensión primaria del STN y sus módulos asociados. En los demás casos se entiende que el usuario está conectado a un STR o SDL;

i) Los cargos por uso resultantes de aplicar la metodología contenida en esta resolución remunerarán el uso de la infraestructura eléctrica necesaria para llevar el suministro de 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 incluyen los costos de conexión al STN, pero no incluyen los costos de conexión del usuario al respectivo STR o SDL, ni las pérdidas de energía que se presentan en la prestación de este servicio;

j) Cuando un Operador de Red no sea propietario de la totalidad de los activos de uso que conforman el STR o SDL que opera deberá remunerar al respectivo propietario, siguiendo las disposiciones establecidas en el numeral 9 del Anexo de la Resolución CREG 070 de 1998, o aquellas que la adicionen, modifiquen o sustituyan;

k) Los activos de los OR que alimentan los servicios auxiliares de subestaciones pertenecientes al STN y de generadores que participan en el mercado mayorista, hacer parte de los activos que se remuneran a través de cargos por uso;

l) Los Autoproductores que utilicen Activos de Uso de STR o SDL podrán contratar la disponibilidad de capacidad de respaldo de la red, con el OR del respectivo sistema al cual se conectan;

m) Los Comercializadores aplicarán cargos por uso de STR o SDL a la demanda asociada con la prestación del servic io de Alumbrado Público del Nivel de Tensión al cual se conecten la 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;

n) 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;

o) La metodología definida en esta Resolución considera características de prestación del servicio de transporte a través de los STR y SDL, en zonas urbanas y rurales.

ARTÍCULO 3o. INFORMACIÓN REQUERIDA PARA EL CÁLCULO DE LOS CARGOS MÁXIMOS DE LOS STR. Los Operadores de Red existentes a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución, a más tardar el 31 de diciembre del año 2002, y los Operadores de Red de nuevos sistemas que aparezcan con posterioridad a la entrada en vigencia de la presente resolución, previamente a la entrada en operación comercial, deberán someter a aprobación de la CREG la siguiente información:

i) El Costo Anual Equivalente de los activos del Nivel de Tensión 4, el cual, deberá calcularse de conformidad con la metodología descrita en el numeral 1 del Anexo número 1 de la presente resolución.

ii) El Costo Anual Equivalente de Conexiones al STN, el cual, deberá calcularse de conformidad con la metodología descrita en el numeral 2 del Anexo número 1 de la presente resolución.

ARTÍCULO 4o. CÁLCULO DE LOS CARGOS MÁXIMOS DE LOS STR. Los cargos máximos de los STR serán calculados por el LAC a partir de los costos anuales equivalentes de los activos de conexión al STN y de los activos de uso del Nivel de Tensión 4, de acuerdo con lo establecido en el numeral 1 del Anexo número 2.

ARTÍCULO 5o. CÁLCULO DE LOS CARGOS MÁXIMOS DE LOS SDL. Los Operadores de Red existentes a la fecha de entrada en vigencia de la presente Resolución deberán, a más tardar el 31 de diciembre del año 2002, someter a aprobación de la CREG siguientes cargos máximos:

i) Cargos máximos de los niveles de tensión 3 y 2. Estos cargos deberán ser calculados de conformidad con la metodología descrita e n el numeral 2 del Anexo número 2 de la presente resolución.

ii) Cargos por máximos del Nivel de Tensión 1. Estos cargos deberán ser calculados de conformidad con la metodología descrita en el numeral 3 del Anexo número 2 de la presente resolución.

PARÁGRAFO 1o. Cuando se conforme un nuevo Operador de Red, este deberá someter en forma previa para la aprobación de la CREG, los cálculos de los literales i) y ii) del artículo 3 y literales i) y ii) del presente artículo, que sean aplicables al nuevo sistema que va a operar. La red mínima que debe operar un OR para efectos de hacer una solicitud de aprobación de cargos a la Comisión es la que atiende los usuarios de al menos un municipio. Esta obligación no se aplica a un nuevo Operador de Red que reemplaza otro que ya tiene cargos aprobados para un STR o SDL.

ARTÍCULO 6o. ACTUALIZACIÓN DE LOS CARGOS MÁXIMOS DE LOS STR POR PUESTA EN SERVICIO DE NUEVOS ACTIVOS. Cuando entren en operación nuevos activos de uso o conexión al STN durante el período tarifario, el Costo Anual Equivalente de los activos del Nivel de Tensión 4 o el Costo Anual Equivalente de Conexiones al STN, podrán ser revisados por la Comisión, para lo cual se deberá cumplir lo siguiente:

1. Que los proyectos de Conexión al STN hayan sido aprobados por la UPME y se haya suscrito el respectivo contrato de conexión.

2. Que los proyectos relacionados con activos de uso del Nivel de Tensión 4 hagan parte de los planes y programas de expansión del Ministerio de Minas y Energía y la UPME, de acuerdo con los criterios que estas entidades diseñen para tal efecto.

3. Cumplir con los criterios de eficiencia contenidos en el Anexo número 8 de esta resolución.

ARTÍCULO 7o. ACTUALIZACIÓN, LIQUIDACIÓN Y RECAUDO DE LOS CARGOS MÁXIMOS POR USO DE STR Y SDL. Los Cargos máximos de los STR y SDL, se actualizarán, liquidarán y recaudarán, así:

7.1 Cargos máximos de STR

Los Cargos máximos de un STR serán actualizados, liquidados y facturados a los Comercializadores q ue atienden Usuarios Finales en los STR definidos según lo dispuesto en el artículo No. 10, por el Liquidador y Administrador de Cuentas del STN (LAC), siguiendo las disposiciones contenidas en el numeral 1.1 del Anexo número 4, 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 número 4, de la presente resolución.

7.2 Cargos máximos de SDL

Los Cargos máximos de un SDL serán actualizados, liquidados y facturados por los Operadores de Red, a los Comercializadores que atienden Usuarios Finales conectados a su sistema y a los Operadores de Red que se conecten a su sistema en los niveles de tensión 3 y 2, siguiendo las disposiciones contenidas en el numeral 2 del Anexo número 4, de la presente resolución.

7.3 Cargos máximos del Nivel de Tensión 1

Los Cargos máximos del Nivel de Tensión 1 serán actualizados, liquidados y facturados por los Operadores de Red, a los Comercializadores que atienden Usuarios Finales conectados a su sistema, siguiendo las disposiciones contenidas en el numeral 3 del Anexo número 4, de la presente resolución.

PARÁGRAFO. Cuando, durante la vigencia del período tarifario, la Comisión apruebe modificar la remuneración de un STR por la puesta en operación de nuevos activos de uso o conexión, los nuevos Costos Anuales Equivalentes serán considerados en la liquidación y recaudo de los cargos máximos de STR, a partir del mes de enero del año siguiente a la entrada en vigencia de la respectiva resolución, para lo cual se seguirá la metodología descrita en el numeral 1 del Anexo número 4 de la presente resolución.

ARTÍCULO 8o. CARGOS POR USO, POR NIVELES DE TENSIÓN, QUE SE UTILIZARÁN EN EL CÁLCULO DEL COSTO UNITARIO DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO. Los cargos por uso, por niveles de tensión, que serán utilizados para efectos de determinar el Costo Unitario de Prestación del Servicio, definido según lo dispuesto en la Resoluciones CREG 031 y 244 de 1997, o en aquellas que la modifiquen o sustituyan, serán determinados por cada Comercializador siguiendo las disposiciones del numeral 4 del Anexo número 4 de la presente resolución.

ARTÍCULO 9o. CARGOS POR DISPONIBILIDAD DE CAPACIDAD DE RESPALDO DE LA RED APLICABLES A LOS AUTOPRODUCTORES. Los Autoproductores, cuya demanda máxima es superior o igual a 0.5 MVA, podrán solicitar al OR del sistema al cual se conectan, a través del Comercializador que los representa, 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 $6.000 /[kVA-año] ($ colombianos de diciembre de 2001), independientemente del Nivel de Tensión al cual esté conectado el Autoproductor. La tarifa que se acuerde deberá actualizarse mensualmente con el Indice de Precios al Productor Total Nacional (IPP).

Cuando el Autoproductor haga uso de la red, deberá pagar los cargos por uso monomios horarios del Nivel de Tensión donde está conectado al sistema del OR.

PARÁGRAFO 1o. Los Operadores de Red no estarán obligados a garantizar la disponibilidad de capacidad de respaldo de la red, a los Autoproductores señalados en este artículo, cuando éstos no contraten la disponibilidad respectiva.

PARÁGRAFO 2o. Los Autoproductores, cuya demanda máxima es inferior a 0.5 MVA, tienen derecho al respaldo de la red, y pagan únicamente los cargos por uso del respectivo sistema cuando demandan energía de éste.

ARTÍCULO 10. CONFORMACIÓN DE LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN REGIONAL. Los Sistemas de Transmisión Regional definidos en esta resolución, serán establecidos por la Comisión a partir de la información que los Operadores de Red suministren dentro del proceso de aprobación de que trata el artículo 3o. de la presente resolución.

PARÁGRAFO 1o. A solicitud de la totalidad de los OR que conformen dos Sistemas de Transmisión Regional, la Comisión podrá definir un Sistema de Transmisión Regional que integre los dos Sistemas, aún en el caso de que no presenten conexión eléctrica en el Nivel de Tensión 4.

PARÁGRAFO 2o. Si durante el período tarifario se presentan nuevas conexiones entre los STR existentes, la Comisión procederá a redefinir los Sistemas de Transmisión Regionales. Los nuevos STR serán considerados, en la liquidación de los cargos por uso de STR, a partir del mes de enero del año siguiente a la entrada en vigencia de la respectiva resolución. Por lo tanto los OR deberán informar a la CREG cuando esto suceda.

ARTÍCULO 11. TRANSPORTE DE ENERGÍA REACTIVA. En caso de que la energía reactiva consumida por un Usuario, cuyo equipo de medición esté conectado en el Nivel de Tensión 2 o superior, sea mayor al cincuenta por ciento (50%) de la energía activa (kWh) que le es entregada mensualmente en cada periodo horario, el exceso sobre este límite, en cada periodo, se considerará como energía activa para efectos de liquidar el cargo por uso del respectivo sistema, de acuerdo con lo contenido en el Anexo número 4 de esta resolución.

ARTÍCULO 12. CLASIFICACIÓN DE ACTIVOS DE CONEXIÓN Y ACTIVOS DE USO. Los activos que sean clasificados como Activos de Uso o de Conexión a los STR o SDL, al momento de solicitud de aprobación por parte del OR de los cargos, mantendrán esta calidad durante todo el período tarifario.

Los Activos de Conexión de los OR o de terceros, se remunerarán a través de contratos entre el propietario y los usuarios respectivos.

PARÁGRAFO 1o. Los OR no podrán exigir la remuneración durante el período tarifario, vía cargos por conexión, de activos que haya reportado como Activos de Uso de STR o SDL.

PARÁGRAFO 2o. Los OR o los terceros propietarios de Activos de Conexión existentes a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución, no podrán recibir ingresos superiores a los que hubieran obtenido si estos activos fueran remunerados vía Cargos de Uso de STR o SDL.

PARÁGRAFO 3o. Los OR o los terceros propietarios de Activos de Conexión que entren en operación con posterioridad a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución, podrán acordar libremente, con los usuarios de los mismos, la remuneración de estos.

PARÁGRAFO 4o. Cuando un usuario solicite acceso a un Activo de Conexión existente, el propietario no podrá negarlo si la conexión solicitada es técnicamente factible. El propietario, podrá solicitar al usuario la presentación de un estudio de conexión con el que se demuestre la viabilidad técnica de esta, para lo cual se deberán seguir, en lo que aplique, las disposiciones contenidas en el numeral 4, del Anexo de la Resolución CREG-070 de 1998, o aquellas que la adicionen, modifiquen o sustituyan.

En caso de que el propietario de los Activos de Conexión niegue la conexión del usuario aduciendo problemas técnicos, éste podrá solicitar a la CREG la imposición de una servidumbre.

PARÁGRAFO 5o. Si un activo de un OR se utiliza para atender usuarios finales y, a su vez, a éste se conectan uno o varios transportadores, una parte del activo se remunerará vía cargos por uso, y otra, vía cargos de conexión. 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.

PARÁGRAFO 6o. Un Activo de Conexión se puede convertir en Activo de Uso, para el próximo período tarifario siempre que:

- Este activo atienda a más de un usuario.

- Exista consentimiento del propietario del Activo de Conexión para convertirlo en Activo de Uso.

- El OR respectivo haga la solicitud a la CREG de incluirlo en la base de datos de activos de uso para el próximo período tarifario.

PARÁGRAFO 6o. Un Activo de Uso se convertirá en un Activo de Conexión, para el próximo período tarifario, siempre que sirva a un único Usuario.

ARTÍCULO 13. VIGENCIA DE LOS CARGOS. Los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local que apruebe la Comisión estarán vigentes desde la fecha que se determine para su inicio de aplicación, y hasta el 31 de diciembre del año 2007.

PARÁGRAFO 1o. Los Operadores de Red deberán someter a aprobación de la Comisión a más tardar el día 31 de diciembre de 2002, con base en la metodología establecida en esta resolución, el estudio de los cargos aplicables para el período de cinco (5) años, contado a partir del 1o. de enero de 2003. Si con posterioridad al 1o. de enero de 2003, se da una de las siguientes situaciones:

– Que un Operador de Red solicita a la Comisión aprobar cargos por uso para un nuevo STR o SDL.

– Que la Comisión en aplicación del artículo 126 de la Ley 142 de 1994, modifica los cargos vigentes de un OR, o

– Que la Comisión haya fijado de oficio los cargos y posteriormente obtenga mejor información que le permita revisarlos.

Los nuevos cargos resultantes estarán vigentes por el lapso entre la aprobación y el 31 de diciembre del año 2007.

PARÁGRAFO 2o. Dentro de los cinco (5) días siguientes al envío de la información a la Comisión, cada Operador de Red deberá 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 presentó a la Comisión, con el fin de que los terceros interesados puedan presentar ante la Comisión observaciones sobre tales costos, dentro del mes siguiente a la fecha de publicación del aviso. Adicionalmente, deberá enviar a la Comisión copia del aviso de prensa respectivo. El resumen deberá contener como mínimo la información contenida en el Anexo número 6 de esta resolución.

PARÁGRAFO 3o. Antes de doce meses de la fecha prevista para que termine la vigencia de las fórmulas tarifarias, la Comisión deberá poner en conocimiento de las empresas de servicios públicos las bases sobre las cuales efectuará el estudio para determinar las fórmulas del período siguiente. Después, se aplicará lo previsto en el artículo 124 de la Ley 142 de 1994.

PARÁGRAFO 4o. En caso de considerarlo conveniente, la Comisión podrá mantener la metodología contenida en esta resolución durante el siguiente período tarifario.

PARÁGRAFO 5o. 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 14. PRUEBAS. Teniendo en cuenta que existen muchas variables para el reporte adecuado de la información, la CREG aplicará el mecanismo de verificaciones que se describe en el Anexo número 5 de la presente resolución.

Sin perjuicio de lo anterior, si dentro del mes siguiente a la fecha en que el Operador de Red haga la publicación de que trata el parágrafo 2 del artículo 13 de la presente resolución, habiendo oído a los interesados intervinientes, existen diferencias de información o de apreciación sobre aspectos que requieran conocimientos especializados, o si se detectan inconsistencias respecto a la información reportada periódicamente a la Comisión, el Director Ejecutivo de la CREG podrá ordenar la práctica de las pruebas respectivas, de acuerdo con lo establecido por el artículo 108 de la Ley 142 de 1994.

ARTÍCULO 15. DECISIÓN SOBRE APROBACIÓN DE LOS CARGOS MÁXIMOS DE CADA OPERADOR DE RED. Una vez se analice 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 conceptos de que trata el artículo número 5 de la presente resolución.

PARÁGRAFO. Aquellos Operadores de Red quienes en los plazos previstos en esta resolución, no sometan a aprobación de la Comisión los cargos respectivos, serán objeto de fijación de cargos por parte de la Comisión, con base en la mejor información de que esta disponga. Dichos cargos podrán ser revisados de oficio por la Comisión, durante la vigencia del período tarifario, en la medida en que obtenga nueva información que lo amerite. Lo anterior sin perjuicio de las investigaciones y sanciones del caso por parte de la autoridad competente.

ARTÍCULO 16. 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 17. La aprobación de la metodología y de las disposiciones contenidas en la presente resolución, se realizará de acuerdo con el siguiente cronograma:

a) Las observaciones por parte de los Agentes y de los terceros interesados en la decisión que adoptará la Comisión, deberán ser presentadas dentro de los 15 días calendario siguientes a la fecha de publicación de la presente resolución;

b) Las observaciones presentadas por los Agentes, y los terceros interesados que hagan parte de la respectiva actuación, serán objeto de análisis por parte de la CREG, dentro de los 30 días siguientes al vencimiento del plazo establecido en el literal a) del presente art ículo;

c) La aprobación por parte de la Comisión de las disposiciones finales, se realizará una vez cumplido lo establecido en el literal anterior.

ARTÍCULO 18. IMPULSO DE LA ACTUACIÓN. El Director Ejecutivo de la Comisión impulsará la actuación, sin perjuicio del reparto interno que haga para el estudio de las observaciones.

ARTÍCULO 19. VIGENCIA DE LA PRESENTE RESOLUCIÓN. Esta resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial, y por ser un acto de trámite, no modifica las normas actualmente aplicables sobre las materias a que ella se refiere.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., el día 29 de octubre de 2002.

El Ministro de Minas y Energía,

LUIS ERNESTO MEJÍA CASTRO,

Presidente.

El Director Ejecutivo,

JAIME ALBERTO BLANDÓN DÍAZ.

ANEXO NUMERO 1.

CÁLCULO DE COSTOS ANUALES EQUIVALENTES.

1. Determinación de los costos anuales equivalentes para los activos de uso 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 equivalente, en pesos colombianos de diciembre de 2001, de acuerdo con la siguiente fórmula:

donde:

	Nivel de Tensión 4, 3 ó 2
	Costo anual equivalente del Nivel de Tensión n, para el Operador de Red j.
	Costo anual equivalente de los Activos de Uso en el Nivel de Tensión n, para el Operador de Red j.
	Costo anual equivalente de los activos no eléctricos asignable al Nivel de Tensión n, para el Operador de Red j.
	Gastos anuales de Administración, Operación y Mantenimiento asignables al Nivel de Tensión n, para el Operador de Red j.

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

1.1 Costo Anual Equivalente de Activos Eléctricos

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

- Los inventarios de activos eléctricos que reporten los OR a la CREG, clasificados según el listado de unidades constructivas que se presentan en el Anexo número 3 de la presente Resolución y las Unidades Constructivas especiales que sometan a consideración de la Comisión, en cumplimiento de las Circulares CREG números 019, 025, 027, 029, 038 de 2002, o en aquellas que las adicionen, modifiquen o sustituyan.

- El listado de unidades constructivas asociados con líneas normalmente abiertas, o con activos que normalmente no son utilizados en la prestación del servicio, el cual, debe ser reportado por el OR conjuntamente con la presentación de la solicitud de aprobación de que trata los artículos 3 y 5 de la presente resolución.

- La valoración de las unidades constructivas reportadas, utilizando los costos de reposición a nuevo que se establecen en el Anexo número 3 de la presente resolución.

- Las vidas útiles que se reconocen a cada una de las unidades constructivas, las cuales se presentan en el Anexo número 3 de la presente resolución.

- El listado de terrenos asociados a subestaciones del OR, el cual debe ser reportado por el OR a la CREG, conjuntamente con la solicitud de aprobación de que trata los artículos 3 y 5 de la presente resolución, indicando para cada terreno su área (m2) y su valor catastral (en $ colombianos de diciembre de 2001).

Utilizando las siguientes expresiones:

a) Nivel de Tensión 4

donde:

	Número total de unidades constructivas del Nivel de Tensión 4, reportadas por el OR j. No se deben considerar las unidades constructivas asociadas con líneas normalmente abiertas, o con activos que normalmente no son utilizados en la prestación del servicio.
	Costo Unitario de Reposición a Nuevo Eficiente de la Unidad Constructiva k del Nivel de Tensión 4, reportada por el OR j (luego de aplicar criterios de eficiencia). Esta variable se determina así:

donde:

	Costo de Reposición a nuevo del activo k para el Nivel de Tensión 4.
	Factor de Eficiencia de la Unidad Constructiva k, del OR j para el Nivel de Tensión 4.

En el Anexo número 8 se presenta la metodología para la determinación de los Factores de Eficiencia para cada una de las unidades constructivas del Nivel de Tensión 4.

	Tasa de Descuento reconocida, en términos constantes y antes de impuestos, para remuneración por la Metodología de Ingreso Máximo. Su valor es 14.06% (según metodología contenida en el Anexo número 10).
	Vida útil en años, reconocida para la unidad constructiva k.
	Costo Anual Equivalente de Terrenos para el Nivel de Tensión 4 del OR j. Aplica exclusivamente a las Unidades Constructivas de Subestaciones, y se calcula así.

donde:

	Valor Catastral del Terreno de la Unidad Constructiva correspondiente.
	Area Típica de la Unidad Constructiva correspondiente. Las Areas Típicas se presentan en el Anexo número 3 de la presente resolución.
	8.5%. Corresponde al valor anual reconocido por concepto de Terrenos. Incluye el costo de adecuación del mismo.

b) Nivel de Tensión 3

donde:

	Número de tipos de unidades constructivas eléctricas totales que conforman el Nivel de Tensión 3.
	Número total de Unidades Constructivas del tipo k, en el Nivel de Tensión 3, para el OR j. No se deben considerar las unidades constructivas asociadas con líneas normalmente abiertas, o con activos que normalmente no son utilizados en la prestación del servicio.
	Costo Unitario de Reposición a nuevo por concepto de la unidad constructiva k, del Nivel de Tensión 3.
	Tasa de Descuento reconocida, en términos constantes y antes de impuestos, para remuneración por la Metodología de Precio Máximo. Su valor es 16.06%.
	Vida útil reconocida para la unidad constructiva del tipo k.
	Costo Anual Equivalente de Terrenos para el Nivel de Tensión 3 del OR j. Aplica exclusivamente a las Unidades Constructivas de Subestaciones, y se calcula así.

donde:

VCTu.c Valor Catastral del Terreno de la Unidad Constructiva correspondiente.

ATUCu.c: Area Típica de la Unidad Constructiva correspondiente. Las Areas

Típicas se presentan en el Anexo número 3 de la presente resolución.

%R: 8.5%. Corresponde al valor anual reconocido por concepto de

Terrenos. Incluye el costo de adecuación del mismo.

c) Nivel de Tensión 2

Para efectos de aplicación de criterios de eficiencia del Anexo número 8 de la presente resolución, se desagregarán los costos Anuales Equivalentes de los Activos de este Nivel de Tensión en: Costo Anual Equivalente de Activos Eléctricos correspondientes a líneas de distribución urbanas, Costo Anual Equivalente de Activos Eléctricos correspondientes a líneas de distribución rurales y Costo Anual Equivalente de Activos Eléctricos correspondientes activos del Nivel de Tensión 2, diferentes de líneas de distribución.

Los anteriores costos anuales se determinan de la siguiente forma:

Líneas urbanas:

donde:

CAAEj,Lu: Costo Anual Equivalente de Activos Eléctricos correspondientes a

líneas de distribución urbanas del Nivel de Tensión 2, de acuerdo

con lo reportado en los formatos de Unidades Constructivas del

Anexo número 3 de esta resolución, por parte del OR j.

TLU2: Número de tipos de Unidades Constructivas correspondientes a

líneas de distribución urbanas al Nivel de Tensión 2.

NLUj,k,2: Número de líneas de distribución urbanas del tipo k, en el Nivel

de Tensión 2, reportadas por el OR j. Si k corresponde a líneas

normalmente abiertas Nj,k,2 es igual a cero.

CRk,2: Costo de Reposición a nuevo por concepto de la unidad

constructiva k, del Nivel de Tensión 2. Este costo corresponde al

Costo Unitario de Reposición a Nuevo de la unidad constructiva

del tipo k.

r: Tasa de Descuento reconocida, en términos constantes y antes

de impuestos, para remuneración por la Metodología de precio

máximo. Su valor es 16.06%.

Vk: Vida útil reconocida para la unidad constructiva del tipo k.

Líneas rurales:

donde:

CAAEj,Lr: Costo Anual Equivalente de Activos Eléctricos correspondientes a

líneas de distribución rurales del Nivel de Tensión 2, de acuerdo

con lo reportado en los formatos de Unidades Constructivas del

Anexo número 3 de esta resolución, por parte del OR j.

TLR2: Número de tipos de Unidades Constructivas correspondientes a

líneas de distribución rurales al Nivel de Tensión 2.

NLRj,k,2: Número de líneas de distribución rurales del tipo k, en el Nivel de

Tensión 2, reportadas por el OR j. Si k corresponde a líneas

normalmente abiertas Nj,k,2 es igual a cero.

CRk,2: Costo Unitario de Reposición a nuevo por concepto de la unidad

constructiva k, del Nivel de Tensión 2.

r: Tasa de Descuento reconocida, en términos constantes y antes

de impuestos, para remuneración por la Metodología de precio

máximo. Su valor es 16.06%.

Vj: Vida útil reconocida para la unidad constructiva del tipo k.

Activos diferentes a líneas:

donde:

CAAEj,OA: Costo Anual Equivalente de Activos Eléctricos correspondientes a

otros activos del Nivel de Tensión 2 diferentes de líneas de

distribución, de acuerdo con lo reportado en los formatos de

Unidades Constructivas del Anexo número 3 de esta resolución,

por parte del OR j.

TLOA2: Número de tipos de Unidades Constructivas correspondientes a

Activos Eléctricos del Nivel de Tensión 2, diferentes de líneas de

distribución.

NOAj,2: Número de Activos Eléctricos, diferentes de líneas de

distribución, del tipo j, en el Nivel de Tensión 2. No se deben

considerar las unidades constructivas asociadas con activos que

normalmente no son utilizados en la prestación del servicio.

CRj,2: Costo de Reposición a nuevo por concepto de la unidad

constructiva j, del Nivel de Tensión 2. Este costo corresponde al

Costo Unitario de Reposición a Nuevo de la unidad constructiva

del tipo j.

r: Tasa de Descuento reconocida, en términos constantes y antes

de impuestos, para remuneración por la Metodología de precio

máximo. Su valor es 16.06%.

Vj: Vida útil reconocida para la unidad constructiva del tipo j.

CAETj,2: Costo Anual Equivalente de Terrenos para el Nivel de Tensión 2

del OR j. Aplica exclusivamente a las Unidades Constructivas de

Subestaciones, y se calcula así.

donde:

VCTu.c Valor Catastral del Terreno de la Unidad Constructiva correspondiente.

ATUCu.c: Area Típica de la Unidad Constructiva correspondiente. Las Areas

Típicas se presentan en el Anexo número 3 de la presente resolución.

%R: 8.5%. Corresponde al valor anual reconocido por concepto de

Terrenos. Incluye el costo de adecuación del mismo.

Costo Anual Total:

Para efectos de estimar el valor reconocido para los Activos No Eléctricos en este Nivel de Tensión, como lo requiere la metodología que se muestra en el numeral 1.2 del presente anexo, el Costo Anual Equivalente para Activos Eléctricos CAAEj,2 se calculará de la siguiente forma:

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

El Costo Total Anual Equivalente de los Activos No Eléctricos que se reconoce al Operador de Red, se determinará de acuerdo con la siguiente expresión:

donde:

CAAEj,n: Costo Anual Equivalente de Activos Eléctricos del Nivel de

Tensión n para el OR j.

NE: Fracción del Costo Anual Equivalente de los Activos Eléctricos

del Operador de Red (en los niveles de tensión 4, 3 y 2), que se

reconoce como Costo Anual Equivalente de Activos No

Eléctricos. NE es igual a 0.041

Los Costos Anuales Equivalentes de Activos No Eléctricos, para cada Nivel de Tensión n, (CAANEj,n), se determinarán a partir del Costo Total Anual Equivalente de Activos No Eléctricos del Operador de Red j, según la siguiente expresión:

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

Los Gastos anuales por concepto de Administración, Operación y Mantenimiento (incluyendo el mantenimiento de transformadores de distribución, protecciones asociadas y redes secundarias), que se reconocerán al Operador de Red j para el Nivel de Tensión n (CTAOMj,n), se estimarán de acuerdo con la siguiente expresión:

donde:

n: Nivel es de tensión 4, 3 o 2

TEn: Número de tipos de unidades constructivas eléctricas totales que

conforman el Nivel de Tensión n.

FAn: Fracción máxima del Costo de Reposición a nuevo de los Activos

Eléctricos, que se reconoce como gasto anual de administración,

operación y mantenimiento en el Nivel de Tensión n. Para el Nivel de

Tensión 4 corresponde a 1.63%, para el Nivel de Tensión 3

corresponde a 1.63% y para el Nivel de Tensión 2 corres ponde a

2.51%, de estos costos. Para activos en zonas de contaminación

salina se reconocerá, sobre los anteriores porcentajes, un porcentaje

de AOM adicional de 0.5%.

Para reconocer sobre una Unidad Constructiva el porcentaje adicional

de AOM por contaminación salina, esta debe estar clasificada en el

Nivel de Contaminación “IV Muy Alto” de conformidad con la Guía

Técnica Colombiana, GTC 56 o aquella vigente en el momento de

solicitar la aprobación de cargos. El OR correspondiente debe

sustentar ante la CREG el cumplimiento de la guía, en los términos

que establezca la misma.

CRj,,k,n: Costo de Reposición a nuevo por concepto de la unidad constructiva

k, del OR j para el Nivel de Tensión n.

NUCj,k,n: Número total de Unidades Constructivas del tipo k en el Nivel de

Tensión n que pertenecen al OR j.

NTDj,n: Número Total de Transformadores de Distribución, conectados al Nivel

de Tensión n del sistema del OR, independientemente de su

propiedad.

Esta información corresponderá a la Reportada por el OR a la CREG,

en cumplimiento de las disposiciones vigentes en materia de calidad

del servicio prestado, al momento de la solicitud de aprobación de que

trata los artículos 3 y 5 de la presente resolución.

MTD: Costo anual eficiente por concepto de mantenimiento de un

transformador de distribución reconocido por la CREG. MTD es igual a

$14000 ($ col./Transformador de diciembre de 2001).

2. Determinación de los costos anuales equivalentes de los Activos de Conexión al STN del OR

Los Costos Anuales Equivalentes de los activos de conexión al STN asociados a un OR, se determinarán de conformidad con la siguiente expresión:

donde:

CAAC: Costo Anual Equivalente de Conexión.

N: Número total de tipos de unidades constructivas de conexión al STN,

con que cuenta el respectivo OR.

CRj: Costo de Reposición a nuevo por concepto de la Unidad Constructiva

j, de Conexión al STN. Este costo corresponde a la multiplicación del

Costo Unitario de Reposición a Nuevo de la unidad constructiva j, por

el número total de estas unidades que sirven para conectar el sistema

del OR al STN.

r: Tasa de Descuento reconocida, en términos constantes y antes de

impuestos, para remuneración por la Metodología de Ingreso Máximo.

Su valor es 14.06% (según metodología contenida en el Anexo

número 10).

Vj: Vida útil en años, reconocida para la unidad constructiva j.

En el Anexo número 3 de esta resolución, conjuntamente con el listado de Unidades Constructivas de los activos eléctricos de STR, se presenta el listado de Unidades Constructivas de Conexión al STN, sus Costos de Reposición a Nuevo y las Vidas Útiles Reconocidas a cada una de ellas.

El Ministro de Minas y Energía,

LUIS ERNESTO MEJÍA CASTRO,

Presidente.

El Director Ejecutivo,

JAIME ALBERTO BLANDÓN DÍAZ.

ANEXO NUMERO 2.

CÁLCULO DE CARGOS MÁXIMOS POR NIVEL DE TENSIÓN.

1. Cálculo de cargos máximos para el Nivel de Tensión 4 y conexiones al STN

Los cargos máximos del Nivel de Tensión 4, serán calculados anualmente por LAC, siguiendo la siguiente metodología:

a) Para cada uno de los años del período tarifario, el LAC estimará el Ingreso Anual para remunerar los activos de uso del Nivel de Tensión 4 y conexión al STN, de cada OR, así:

donde:

IAj,4,k: Ingreso Anual para remunerar los activos de Nivel de Tensión 4 para el

Operador de Red j, actualizado al mes de enero del año k. Para el

primer año de aplicación de la presente metodología tarifaria, estará

actualizado al mes anterior a la aplicación, por primera vez, de los

cargos máximos por uso del Nivel de Tensión 4.

CA j,4: Costo Anual Equivalmente del Nivel de Tensión 4, aprobado por la

CREG para el Operador de Red j. Este valor estará referido a pesos

colombianos de diciembre de 2001.

ICj,m: Ingreso Anual para remunerar las conexiones al STN del Operador de

Red j, actualizado al mes de enero del año k. Para el primer año de

aplicación de la presente metodología tarifaria, estará actualizado al

mes anterior a la aplicación, por primera vez, de los cargos máximos

por uso del Nivel de Tensión 4.

CAACj: Costo Anual Equivalente de Conexión al STN, aprobado por la CREG

para el Operador de Red j. Este valor estará referido a pesos

colombianos de diciembre de 2001.

fp: Factor de Productividad Anual. Su valor será 0.42, según lo

establecido en el Anexo número 12 de la presente resolución.

a: Número del año a partir de aquel en el que se aprobó, al Operador de

Red, su Ingreso Anual para remunerar los activos de Nivel de tensión

4. Por ejemplo, a es igual a uno para el año 2003, para aquellos OR

que obtengan aprobación de cargos en dicho año.

IPPk: Indice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al mes

de enero del año k. Para el primer año de aplicación de la presente

metodología tarifaria, corresponderá al Indice del mes anterior a la

aplicación, por primera vez, de los cargos máximos por uso del Nivel

de Tensión 4.

IPPo: Indice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al mes

de diciembre de 2001.

b) Para cada uno de los STR, el LA C estimará el Ingreso Total Anual Requerido, así:

donde:

k: Año de cálculo del Ingreso Total Anual Requerido.

ITRR,k: Ingreso Total Anual Requerido para la región R, en el año k. Este

ingreso esta referido al mes de enero del año k. Para el primer año de

aplicación de la presente metodología tarifaria, estará referido al mes

anterior a la aplicación, por primera vez, de los cargos máximos por

uso del Nivel de Tensión 4.

TR: Número total de OR de la región R.

IAj,4,R,k: Ingreso Anual para remunerar los activos de Nivel de Tensión 4 del

Operador de Red j, perteneciente al STR R, en el año k, calculado

según lo dispuesto en el literal a).

ICj,R,k: Ingreso Anual para remunerar todas las conexiones al STN del OR j,

perteneciente al STR R, en el año k, calculado según lo dispuesto en

el literal a).

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

CUM4R,k: Cargo Máximo del Nivel de Tensión 4 ($/kWh), del Sistema de

Transmisión Regional R, en el año k. Este cargo estará

actualizado al mes de enero del año k. Para el primer año de

aplicación de la presente metodología tarifaria, estará actualizado

al mes anterior a la aplicación, por primera vez, de los cargos

máximos del Nivel de Tensión 4.

ITRR,k: Ingreso Total Anual Requerido para la región R, en el año k,

calculado según lo dispuesto en el literal b.

DTCR,k: Demanda total registrada por los comercializadores en el Sistema

de Transmisión Regional R, durante el año anterior a k, referida a

220 kV.

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 a partir de:

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

- Los flujos de energía entre los niveles de tensión del sistema del OR, entre estos y el STN u otros STR o SDL, al igual que los asociados con inyecciones de energía por parte de plantas o unidades de generación conectadas a su sistema; que deben ser reportados por los OR a la CREG siguiendo las disposiciones del Anexo número 7 de la presente resolución.

Los cargos máximos para los niveles de tensión 3 y 2 (CDj,3 y CDj,2 respectivamente) se calculan por medio de las siguientes expresiones:

a) Nivel de Tensión 3

donde:

CAj,3: Costo Anual Equivalente para remunerar los activos del nivel 3 del

Operador de Red j. Este valor estará referido a pesos colombianos de

diciembre de 2001.

Euj,3: Energía útil del Nivel de Tensión 3 del Operador de Red j. Esta

energía se estima como:

donde:

EEj,3: Energía anual de entrada al Nivel de Tensión 3, del OR j. Esta energía

corresponde a la reportada por el OR en cumplimiento de las

disposiciones del Anexo número 7 de la presente resolución.

P: Nivel de pérdidas reconocido para el Nivel de Tensión 3. Este valor se

presenta en el Anexo número 11 de la presente resolución.

CME3: Costo Medio Eficiente por unidad de energía para el Nivel de Tensión

3 ($/kWh colombianos del mes de diciembre de 2001). Este valor será

establecido de acuerdo con la metodología del Anexo número 8 de

esta resolución.

Oj,3: Pago anual por uso de SDL que el OR j hace a otros OR por concepto

de conexiones en el Nivel de Tensión 3, determinados de acuerdo con

la siguiente expresión:

donde:

NCj: Número de conexiones del OR j con otros OR que inyectan energía en

el Nivel de Tensión 3 del OR j.

CDj,k: Cargos Máximos por Nivel de Tensión ($/kWh) aprobados a otros OR

aplicables a la conexión k que tiene el OR j.

EIj,k: Energía Anual (kWh), que se importó durante el año anterior a la

fecha de solicitud de aprobación de cargos, hacia el sistema del OR j,

a través de la conexión k.

b) Nivel de Tensión 2

Se deben hacer los siguientes cálculos, para establecer el Cargo máximo del Nivel de Tensión 2, CDj,2, el cual es acumulado.

El Cargo Máximo para el Nivel de Tensión 2 (CDj,2), se determina a partir de los Cargos Máximos Eficientes de Líneas Rurales, Líneas Urbanas y Activos Eléctricos diferentes a Líneas, y de conformidad con las siguientes expresiones:

Líneas del Nivel de Tensión 2, localizadas en zona rural:

donde:

CDRJ,2: Cargo que remunera la inversión en líneas rurales independientes

para el OR j.

CAAEJ,LR: Costo Anual Equivalente de Activos Eléctricos correspondientes a

líneas de distribución rurales del Nivel de Tensión 2, de acuerdo

con lo reportado en los formatos de Unidades Constructivas del

Anexo número 3 de esta reso lución, por parte del OR j.

ERuj,2: Energía Rural útil del OR j.

donde:

Euj,2: Energía útil del OR j en el Nivel de Tensión 2, para el año 2001.

PDRj: Transformación total instalada en transformadores de distribución

de la zona rural (grupo 4 de calidad) del OR j, reportada a la

CREG, a la fecha de solicitud de aprobación de cargos, en

cumplimiento de las disposiciones vigentes en materia de calidad

del servicio.

PDUj: Transformación total instalada en transformadores de distribución

de la zona urbana (grupos 1, 2 y 3 de calidad) del OR j,

reportada a la CREG, a la fecha de solicitud de aprobación de

cargos, en cumplimiento de las disposiciones vigentes en materia

de calidad del servicio.

A partir de este cálculo la Comisión establecerá los cargos máximos eficientes, con base en los criterios indicados en el Anexo número 8 de esta resolución, obteniendo:

donde:

CDREj,2: Cargo Máximo Eficiente a reconocer al OR j, para líneas rurales

($/kWh).

CDRJ,2: Cargo que remunera la inversión en líneas rurales independientes

para el OR j ($/kWh).

CDR*2: Cargo Medio Eficiente calculado para líneas rurales ($/kWh),

según la metodología contenida en el Anexo número 8 de esta

resolución.

Líneas del Nivel de Tensión 2, localizadas en zona urbana

donde:

CDUJ,2: Cargo que remunera la inversión en líneas urbanas

independientes para el OR j.

CAAEJ,LU: Costo Anual Equivalente de Activos Eléctricos correspondientes a

líneas de distribución urbanas del Nivel de Tensión 2, de acuerdo

con lo reportado en los formatos de Unidades Constructivas del

Anexo número 3 de esta resolución, por parte del OR j.

Euj,2: Energía útil del Nivel de Tensión 2 del Operador de Red j. Esta

energía se estima como:

donde:

EEj,2: Energía anual de entrada al Nivel de Tensión 2. Esta energía

corresponde a la reportada por el OR en cumplimiento de las

disposiciones del Anexo número 7 de la presente resolución.

P: Nivel de pérdidas reconocido para el Nivel de Tensión 2. Este

valor se presenta en el Anexo número 11 de la presente

resolución.

ERuj,2: Energía Rural útil del OR j.

A partir de este cálculo la Comisión establecerá los Costos Máximos Eficientes, con base en los criterios indicados en el Anexo número 8 de esta resolución, obteniendo:

donde:

CDUEj,2: Cargo Máximo Eficiente a reconocer al OR j, para líneas urbanas

($/kWh).

CDRJ,2: Cargo que remunera la inversión en líneas urbanas

independientes para el OR j ($/kWh).

CDR*2: Cargo Medio Eficiente calculado para líneas urbanas ($/kWh),

según la metodología contenida en el Anexo número 8 de esta

resolución.

Activos eléctricos del Nivel de Tensión 2, diferentes a líneas:

donde:

CDOJ,2: Cargo que remunera la inversión de otros activos diferentes de

líneas de distribución del Nivel de Tensión 2, para el OR j.

CAAEJ,OA: Costo Anual Equivalente de Activos Eléctricos correspondientes a

otros activos del Nivel de Tensión 2, diferentes de líneas de

distribución, de acuerdo con lo reportado en los formatos de

Unidades Constructivas del Anexo número 3 de esta resolución,

por parte del OR j.

Euj,2: Energía útil del Nivel de Tensión 2 del Operador de Red j.

A partir de este cálculo la Comisión establecerá los Cargos Máximos Eficientes, con base en los criterios indicados en el Anexo número 8 de esta resolución, obteniendo:

donde:

CDOEj,2: Cargo Máximo Eficiente para los otros activos eléctricos

diferentes de líneas de distribución ($/kWh).

CDOJ,2: Cargo que remunera la inversión de otros activos diferentes de

líneas de distribución del Nivel de Tensión 2, para el OR j,

($/kWh).

CDO*2: Cargo Medio Eficiente calculado para los otros activos eléctricos

diferentes de líneas de distribución ($/kWh), según la

metodología contenida en el Anexo número 8 de esta resolución.

Cargo Máximo para el Nivel de Tensión 2:

Para estimar el Costo Máximo del Nivel de Tensión 2 ($/kWh), se utiliza la siguiente expresión:

donde:

CDOEj,2: Cargo Máximo Eficiente para los otros activos eléctricos

diferentes de líneas de distribución ($/kWh).

CDREj,2: Cargo Máximo Eficiente a reconocer al OR j, para líneas rurales

($/kWh).

CDUEj,2: Cargo Máximo Eficiente a reconocer al OR j, para líneas urbanas

($/kWh).

ERuj,2: Energía Rural útil del OR j.

Euj,2: Energía útil del Nivel de Tensión 2 del Operador de Red j.

CAN3j,2: Costo Acumulado del Nivel de Tensión 3, asignable al Nivel de

Tensión 2, del OR j. Este costo se calcula así:

donde:

CAj,3: Costo Anual Equivalente para remunerar los activos del nivel 3

del Operador de Red j. Este valor estará referido en pesos

colombianos de diciembre de 2001.

ESj,3-2 Energía anual que sale del Nivel de Tensión 3 hacia el Nivel de

Tensión 2, para el Operador de Red j. Esta energía corresponde

a la reportada por el OR en cumplimiento de las disposiciones del

Anexo número 7 de la presente resolución.

ESj,3: Energía total anual que sale del Nivel de Tensión 3, para el

Operador de Red j. Esta energía corresponde a la reportada por

el OR en cumplimiento de las disposiciones del Anexo número 7

de la presente resolución.

Oj,2: Pago anual por uso de SRT o SDL que el OR j hace a otros OR

por concepto conexiones en el Nivel de Tensión 2, determinado

de acuerdo con la siguiente expresión:

donde:

NCj: Número de conexiones del OR j con otros OR, que inyectan energía

en el Nivel de Tensión 2 del ORj.

CDj,k: Cargos Máximos del Nivel de Tensión 2 aprobados a otros OR,

aplicables a la conexión k del OR j.

EIj,k: Energía que importó el OR j, a través de su conexión k con otro OR.

3. Cálculo de cargo máximo del Nivel de Tensión 1

Para cada Operador de Red se establece un Cargo Máximo de Nivel de Tensión 1 aplicable a usuarios conectados a redes subterráneas y otro para aplicable a usuarios conectados a redes aéreas.

El Cargo Máximo aplicable a redes aéreas (CMa,j,1) se determina de conformidad con la siguiente expresión:

donde:

CMEr: Cargo Máximo eficiente reconocido para redes rurales. Su valor es

35.5369 $/kWh ($ colombianos de diciembre de 2001).

TDrj: Proporción entre el número de habitantes rurales según la clasificación

del DANE y el número total de habitantes en los municipios servidos

por el sistema del OR. Esta distribución por OR se presenta en el

Anexo número 13.

CMEr: Cargo Máximo eficiente reconocido para redes urbanas. Su valor es

10.1271 $/kWh ($ colombianos de diciembre de 2001).

El Cargo Máximo aplicable a redes subterráneas (CMs,j,1) será igual a 25.5319 $/kWh ($ colombianos de diciembre de 2001).

En caso de Operadores de Red sobre sistemas nuevos, que se constituyan con posterioridad a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución, conjuntamente con la solicitud de aprobación de cargos por uso de STR o SDL, el OR respectivo deberá reportar el listado de municipios a atender.

El Ministro de Minas y Energía,

LUIS ERNESTO MEJÍA CASTRO,

Presidente.

El Director Ejecutivo,

JAIME ALBERTO BLANDÓN DÍAZ.

ANEXO NUMERO 3.

LISTADO DE UNIDADES CONSTRUCTIVAS DE STR Y SDL, EN LOS NIVELES DE TENSIÓN 4, 3 Y 2 Y DE LAS CONEXIONES AL STN.

Areas típicas reconocidas a los módulos comunes y módulos de barraje

1. Listado de Unidades Constructivas de Conexiones al STN, y STR, SDL en los niveles de tensión 4, 3 y 2

Las Unidades Constructivas establecidas por la Comisión contienen los equipos y accesorios que permiten a los OR cumplir con los niveles de calidad exigidos por la CREG. Cuando un OR no tenga los elementos completos de una Unidad Constructiva, deberá indicarlo en las observaciones del registro correspondiente en el reporte de información a la Base de Datos de la Comisión, y debe asumir los riesgos del pago de compensaciones a sus usuarios por fallas en la prestación del servicio, por este motivo. Sin embargo, se hace una excepción a esta regla para el caso de las líneas monofásicas del nivel de tensión 2 que no tengan neutro, las cuales se valorarán al 40% del valor establecido de la respectiva Unidad Constructiva, como una señal a los OR, para que instalen el neutro respectivo.

Por otra parte, el valor que se reconocerá para el caso de líneas sobrepuestas del nivel de tensión 2, es el equivalente al 60% del valor de la Unidad Constructiva correspondiente.

Las Unidades Constructivas de Bahías de Conexión de Equipos de Compensación se asimilan a la Unidad Constructiva de Bahía de Línea para la respectiva configuración y nivel de tensión.

Solamente se debe considerar una Unidad Constructiva de Módulo Común por subestación, el cual corresponde al nivel de tensión más alto de la subestación.

Adicionalmente a lo anterior, para la clasificación de los activos en las unidades constructivas se tendrá en cuenta lo siguiente:

– Son activos del Nivel de Tensión 4 las líneas con tensiones de operación que pertenecen a este Nivel de Tensión, en las cuales se incluyen, en forma excepcional, los activos de 57.5 kV.

– Pertenecen al Nivel de Tensión 4 todas las unidades constructivas que sirven en forma exclusiva este Nivel de Tensión, tales como: bahías de líneas, 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, etc.

– Las bahías de transformación, distintas a las asociadas a los transformadores de conexión al STN, se asocian al Nivel de Tensión del secundario del transformador (o niveles de tensión del secundario y terciario en caso de los transformadores tridevanados).

– Se considerarán como activos de conexión al STN las siguientes unidades constructivas: 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 y la Bahía de Transformador del lado de baja.

2. Areas típicas reconocidas a los módulos comunes y módulos de barraje.

El Ministro de Minas y Energía,

LUIS ERNESTO MEJÍA CASTRO,

Presidente.

El Director Ejecutivo,

JAIME ALBERTO BLANDÓN DÍAZ.

ANEXO NUMERO 4.

APROBACIÓN, ACTUALIZACIÓN, LIQUIDACIÓN Y RECAUDO DE LOS CARGOS POR USO DE LOS STR O SDL, Y ASIGNACIÓN DE LOS INGRESOS REQUERIDOS PARA REMUNERAR LOS SERVICIOS DE TRANSPORTE EN EL NIVEL DE TENSIÓN 4, LOS CARGOS POR USO DE STR O SDL DE LOS NIVELES DE TENSIÓN 2 Y 3, Y LOS CARGOS POR CONEXIÓN DEL NIVEL DE TENSIÓN 1.

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

1.1 Actualización, liquidación y recaudo de los cargos máximos por uso de STR

El Ingreso Anual para remunerar los activos de Nivel de Tensión 4 y el Ingreso Anual para remunerar los activos de conexión al STN de los OR, en un Sistema de Transmisión Regional, serán recaudados por el Liquidador y Administrador de Cuentas del STN (LAC), mediante la aplicación mensual de los Cargos Máximos del Nivel de Tensión 4, a los Comercializadores que tengan Demanda Comercial en cada Sistema de Transmisión Regional R, así:

donde:

LCi,m,k,R: Liquidación por concepto de Cargos Máximos del Nivel de

Tensión 4, en el Sistema de Transmisión Regional R, que se

realizará al comercializador i, en el mes m del año k.

DCi,m,R: Demanda del Comercializador i, en el Sistema de Transmisión

Regional R, durante el mes m-1.

CUM4m,k,R: Cargo Máximo ($/kWh) del Nivel de Tensión 4, aplicable a los

Comercializadores en el Sistema de Transmisión Regional R, en

el mes m del año k. Este cargo se determinará así:

CUM4k,R: Cargo Máximo del Nivel de Tensión 4 ($/kWh), del Sistema de

Transmisión Regional R, en el año k, calculado según la

metodología descrita en el numeral 1 del Anexo número 1 de la

presente resolución. Este cargo estará actualizado al mes de

enero del año k. Para el primer año de aplicación de la presente

metodología tarifaria, estará actualizado al mes anterior a la

aplicación, por primera vez, de los cargos máximos por uso del

Nivel de Tensión 4.

IPPm: Indice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al

mes m-1.

IPPL: Indice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al

mes enero del año k. Para el primer año de aplicación de la

presente metodología tarifaria, corresponderá al Indice del mes

anterior a la aplicación, por primera vez, de los cargos máximos

por uso del Nivel de Tensión 4.

Para la liquidación de los Cargos Máximos del Nivel de Tensión 4 en cada Sistema de Transmisión Regional R, se seguirá el procedimiento establecido para la liquidación de cargos por uso del STN, contenido en la Resolución 12 de 1995 y en aquellas que la modifican, sustituyan o complementen. Para este caso, también aplican todas las disposiciones vigentes en materia de garantías y limitación de suministro establecidas para la liquidación de cargos por uso del STN.

1.2 Distribución de los Ingresos Máximos para Remunerar Activos del Nivel de Tensión 4 y Conexiones al STN

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

donde:

IRDj,m,k,R: Ingresos que se asignarán al OR j, del Sistema de Transmisión

Regional R en el mes m del año k.

RCm,R: Monto total recaudado por el LAC en el mes m, por concepto de

liquidación de Cargos por Uso del Nivel de Tensión 4 a los

comercializadores del Sistema de Transmisión Regional R.

ITRj,k,R: Ingreso Total Anual Requerido por el OR j, del Sistema de

Transmisión Regional R, en el año k, calculado según la

metodología descrita en el numeral 1 del Anexo número 1 de la

presente resolución.

ITRk,R: Ingreso Total Anual Requerido para el Sistema de Transmisión

Regional R, en el año k, calculado según la metodología descrita

en el numeral 1 del Anexo número 1 de la presente resolución.

Para la distribución de los Ingresos que se asignan a cada Operador de Red, se seguirá el procedimiento establecido para la distribución de Ingresos por Uso del STN, contenido en la Resolución 12 de 1995 y en aquellas que la modifican, sustituyan o complementen.

2. Actualización, liquidación y recaudo de los cargos máximos de SDL

Actualización

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, correspondiente al mes m, del

OR j.

CDj,n: Cargo Máximo del Nivel de tensión n aprobado por la CREG para el

OR j. Este valor estará referido a pesos colombianos de diciembre de

2001.

fp: Factor de Productividad Anual. Su valor será 0.42, según lo

establecido en el Anexo número 12 de la presente resolución.

a: Número del año a partir de aquel en el que se aprobó, al Operador de

Red, su Cargo Máximo del Nivel de Tensión n. Por ejemplo, a es igual

a uno para el año 2003, para aquellos OR que obtengan aprobación

de Cargo Máximo Acumulados para dicho año.

IPPm: 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 2001.

Liquidación y recaudo

Los Cargos Máximos de los niveles de tensión 3 y 2, serán liquidados y recaudados por OR a cada uno de los Comercializadores que atienden Usuarios Finales conectados a su sistema en los niveles de tensión 3 y 2, y a los OR que tomen energía de su sistema en los mismos niveles de tensión.

Usuarios Finales conectados a su sistema en los niveles de tensión 3 y 2 y a los OR que tomen energía de su sistema en los mismos niveles de tensión.

Estos cargos serán facturados por el OR a cada comercializador o OR dentro de los cinco (5) días siguientes al mes de consumo.

Los Comercializadores y OR, deberá pa gar los valores facturados por el Operador de Red dentro de los diez (10) días siguientes a la fecha en que conozca la respectiva factura emitida por el OR.

Estos plazos podrán ser modificados por acuerdo entre las partes.

3. Liquidación y recaudo de los cargos máximos del nivel de tensión 1

Actualización

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

donde:

CC1,j,m,a: Cargo Máximo del Nivel de Tensión 1 del OR j, actualizado al mes

m del año a.

CC1,i: Cargo Máximo del Nivel de Tensión 1, aprobado por CREG para

el OR j. Este valor estará referido a pesos colombianos de

diciembre de 2001.

fp: Factor de Productividad Anual. Su valor será 0.42, según lo

establecido en el Anexo número 12 de la presente resolución.

a: Número del año a partir de aquel en el que se aprobó, al

Operador de Red, los Cargos Máximo del Nivel de tensión 1. Por

ejemplo, a es igual a uno para el año 2003, para aquellos OR

que obtengan aprobación de Cargos Máximos para dicho año.

IPPm: 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 2001.

Liquidación y recaudo

Los Cargos Máximos del Nivel de Tensión 1, serán liquidados y recaudados por el OR a cada uno los Comercializadores que atiendan Usuarios Finales conectados a su sistema y que no son propietarios de los respectivos Activos de Nivel de Tensión 1.

En el caso de que los Activos de Nivel de Tensión 1, no sean propiedad del OR, éste deberá reportar al Comercializador respectivo el listado de Usuarios Finales asociados a dichos Activos. El comercializador dejará de liquidar Cargo por Uso de Nivel de Tensión 1, a los usuarios respectivos, a partir del mes siguiente a 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, éste deberá informar tal situación al comercializador quien liquidará, a partir del mes siguiente a la recepción de dicha información, el 50% del respectivo cargo Máximo del nivel 1 a los Usuarios Finales respectivos.

Estos Cargos, serán facturados por el OR a cada comercializador dentro de los cinco (5) días siguientes al mes de consumo.

Cada comercializador, deberá pagar los valores facturados por el Operador de Red, dentro de los diez (10) días siguientes a la fecha en que conozca la respectiva factura emitida por el OR.

Estos plazos podrán ser modificados por acuerdo entre las partes.

4. Cargos por uso, por nivel es de tensión, que se utilizan en el cálculo del costo unitario de prestación del servicio

Nivel de Tensión 4

El Cargo por Uso del Nivel de Tensión 4 (Dt4,R), se determinará de conformidad con la siguiente expresión:

donde:

CM4,r: Cargo Máximo del Nivel de Tensión 4, para la región R.

PR4: Factor de pérdidas eficiente, reconocido para el Nivel de Tensión 4.

Este valor se presenta en el Anexo número 11 de la presente

resolución.

Niveles de Tensión 3 y 2

Los Cargos Máximo de los niveles de tensión 3 y 2 (Dtn,R), se determinarán de conformidad con la siguiente expresión:

donde:

CM4,r: Cargo por Uso del Nivel de Tensión 4, para la región R.

PRn: Factor de pérdidas acumuladas eficiente, reconocido para el Nivel de

Tensión n. Este valor se presenta en el Anexo número 11 de la

presente resolución.

Cuando n = 2, el Factor de Pérdidas del OR j, se determinará así:

donde:

TDrj: Proporción entre el número de habitantes rurales según la clasificación

del DANE y el número total de habitantes en los municipios servidos

por el sistema del OR. Esta distribución por OR se presenta en el

Anexo número 13

Pu: Pérdidas eficientes reconocidas para el Nivel de Tensión 2 en zonas

urbanas. Este valor se presenta en el Anexo número 11 de la presente

resolución.

Pr: Pérdidas eficientes reconocidas para el Nivel de Tensión 2 en zonas

rurales. Este valor se presenta en el Anexo número 11 de la presente

resolución.

CDn: Cargo Máximo del Nivel de Tensión n.

Nivel de Tensión 1

El Cargo por Uso del Nivel de Tensión 1, se determinará de conformidad con la siguiente expresión:

k: Nivel de Tensión al cual se conecta el Activo de Conexión del Nivel de

Tensión 1. Puede tomar valores de 2 ó 3.

Dt_1,j,k,R: Cargo por Uso del Nivel de Tensión 1, a aplicar en el Sistema del

Operador de Red j, cuando el Activo de Conexión del Nivel de Tensión

1 se conecta al Nivel de Tensión k.

CM4,r: Cargo por Uso del Nivel de Tensión 4, para la región R.

CDk,j: Cargo Máximo del Nivel de Tensión k, del Operador de Red j.

CC1,j: Cargo Máximo del Nivel de Tensión 1. Corresponde al Cargo de

Máximo del Nivel de Tensión 1 aprobado para el respectivo Operador

de Red j. Cuando el Operador de Red no sea dueño de la totalidad del

Activo de Conexión de Nivel de Tensión 1 al cual se conectan Usuarios

Finales, CC1,j será igual a cero; si la propiedad es compartida entre

transformador y red secundaria CC1,j será igual la mitad del Cargo de

Máximo del respectivo Operador de Red.

PR1,j: Factor de pérdidas acumuladas eficiente, reconocido para el Nivel de

Tensión 1 del Operador de Red j. Este factor se determinará para el

OR j de acuerdo con la siguiente expresión:

donde:

TDrj: Proporción entre el número de habitantes rurales según la clasificación

del DANE y el número total de habitantes en los municipios servidos

por el sistema del OR. Esta distribución por OR se presenta en el

Anexo número 13.

Pu: Pérdidas eficientes reconocidas para zonas urbanas. Este valor se

presenta en el Anexo número 11 de la presente resolución.

Pr: Pérdidas eficientes reconocidas para zonas rurales. Este valor se

presenta en el Anexo número 11 de la presente resolución.

El Ministro de Minas y Energía,

LUIS ERNESTO MEJÍA CASTRO,

Presidente.

El Director Ejecutivo,

JAIME ALBERTO BLANDÓN DÍAZ.

ANEXO NUMERO 5.

VERIFICACIÓN SOBRE LOS ACTIVOS REPORTADOS POR LOS OPERADORES DE RED PARA DETERMINAR LOS CARGOS POR USO DE LOS STR O SDL DE NIVELES DE TENSIÓN 2, 3 Y 4.

A partir de la entrega de la información, por parte de los Operadores de Red, solicitada por la CREG mediante las Circulares CREG No. 019, 025, 027, 029, 038 de 2002, o en aquellas que las adicionen, modifiquen o sustituyan, la Comisión adelantará una verificación de la calidad de la información reportada, de conformidad con la siguiente metodología.

Se podrán realizar, para cada OR, dos tipos de verificaciones, así:

1. Verificación Tipo 1

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 mayor del 90% y un error relativo de muestreo menor del 5%.

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

Se considerará que la información reportada es precisa, 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, en caso de que se encuentre alguna inconsistencia en la información reportada para una unidad constructiva. Estas aclaraciones deberán ser efectuadas por el OR dentro de los cinco (5) días siguientes a la fecha en que sea informado de tal situación por parte de la CREG.

Cuando se encuentre alguna inconsistencia en la información reportada y el OR no soporte adecuadamente ante la CREG las razones por las cuales la información presenta imprecisiones, dentro del plazo establecido en el literal b, se considerará que la muestra presenta inconsistencias y por lo tanto la información reportada por la empresa para la aprobación de cargos por uso de STR o SDL será rechazada.

Cuando la suma del efecto de todos los errores no explicados por el OR, sobre el total de los activos, conduzca a una estimación de costos de activos superior al 0.5% del costo total de activos, estimado con las unidades constructivas correctas, se rechazará la información reportada.

Cuando a un OR le sea rechazada la información reportada, la Comisión informará de tal situación a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, para que adelante las acciones que correspondan según su competencia, y el OR deberá presentar nuevamente la información que respalda la aprobación de cargos por uso de STR o SDL, para lo cual deberá reportar la información de sus activos debidamente revisada, y solicitar a la Comisión la realización de la Verificación Tipo 2 que se describe en el numeral 2 del presente Anexo.

Los costos de la Verificación Tipo 1 serán asumidos por la CREG.

2. Verificación Tipo 2

Esta verificación se realizará sobre la información revisada por el OR respectivo y que ha sido reportada a la Comisión, cuando, como resultado de la aplicación de la Verificación Tipo 1, se rechazó la información reportada a la Comisión que respalda la aprobación de cargos.

En este caso se realizará el diseñ o de muestreo establecido para la Verificación Tipo 1. Sin embargo, se diseñará una muestra que garantice una confiabilidad global mayor del 95% y un error relativo de muestreo menor del 5%.

Los criterios de aceptación y rechazo de la información serán los mismos definidos en la Auditoría Tipo 1.

Cuando en esta verificación se rechace la información reportada por un Operador de Red, la Comisión informará de tal situación a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, para que adelante las acciones que correspondan según su competencia, y el OR deberá presentar nuevamente la información que respalda la solicitud de cargos por uso de STR o SDL, para lo cual deberá reportar la información de sus activos debidamente revisada, y solicitar a la Comisión la realización de una verificación sobre el total de la información reportada.

En este caso, los costos de las verificaciones parciales (Tipo 2) y totales que se requieran, serán asumidos por el respectivo Operador de Red y la CREG en partes iguales.

El Ministro de Minas y Energía,

LUIS ERNESTO MEJÍA CASTRO,

Presidente.

El Director Ejecutivo,

JAIME ALBERTO BLANDÓN DÍAZ.

ANEXO NUMERO 6.

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 13 de la presente resolución, los Operadores de Red deberán publicar como mínimo la siguiente información:

1. Costo Anual Equivalente de los niveles de tensión 4, 3 y 2 (millones de pesos colombianos de diciembre de 2001), presentados a la Comisión en la solicitud de aprobación de que trata el artículo número 5 de la presente resolución.

2. Cargos Máximos para los niveles de tensión 3 y 2 que se presenta a la Comisión dentro del proceso de aprobación de que trata el artículo número 5 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 unidades constructivas 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 unidades constructivas 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 Ministro de Minas y Energía,

LUIS ERNESTO MEJÍA CASTRO,

Presidente.

El Director Ejecutivo,

JAIME ALBERTO BLANDÓN DÍAZ.

ANEXO NUMERO 7.

REPORTES DE FLUJOS DE ENERGÍA.

Los Operadores de Red, conjuntamente con la solicitud de aprobación de que trata el artículo 5o. de la presente resolución, deberán enviar a la Comisión los flujos de energía (kWh), correspondientes al año calendario inmediatamente anterior a la fecha de solicitud, que se presentan a continuación:

Nivel de Tensión 4:

– Flujo de energía desde los puntos de conexión al STN.

– Flujo de energía desde el sistema de otro Operador de Red, asociado con una conexión entre los OR del nivel 4. Si el OR cuenta con varias conexiones de este tipo, deberá informar la energía asociada a cada una de ellas, al igual que el nombre del respectivo OR al que se conecta.

– Flujo de energía hacia el sistema de otro Operador de Red, asociado con una conexión entre los OR del nivel 4. Si el OR cuenta con varias conexiones de este tipo, deberá informar la energía asociada a cada una de ellas, al igual que el nombre del respectivo OR al que se conecta.

– Flujo de energía inyectado al sistema del OR por generadores conectados al nivel de tensión 4. Si el OR cuenta con varias conexiones de este tipo, deberá informar la energía asociada a cada una de ellas, al igual que el nombre de la respectiva planta de generación.

– Flujo de energía asociado con ventas a usuarios finales del servicio conectados al sistema del OR en el nivel de tensión 4.

Nivel de Tensión 3:

– Flujo de energía desde los puntos de conexión al STN.

– Flujo de energía desde el nivel de tensión 4.

– Flujo de energía desde el sistema de otro Operador de Red, asociado con una conexión entre los OR del nivel 3. Si el OR cuenta con varias conexiones de este tipo, deberá informar la energía asociada a cada una de ellas, al igual que el nombre del respectivo OR al que se conecta.

– Flujo de energía hacia el sistema de otro Operador de Red, asociado con una conexión entre los OR del nivel 3. Si el OR cuenta con varias conexiones de este tipo, deberá informar la energía asociada a cada una de ellas, al igual que el nombre del respectivo OR al que se conecta.

– Flujo de energía inyectado al sistema del OR por generadores conectados al nivel de tensión 3. Si el OR cuenta con varias conexiones de este tipo, deberá informar la energía asociada a cada una de ellas, al igual que el nombre de la respectiva planta de generaci ón.

– Flujo de energía asociado con ventas a usuarios finales del servicio conectados al sistema del OR en el nivel de tensión 3.

Nivel de Tensión 2:

– Flujo de energía desde los puntos de conexión al STN.

– Flujo de energía desde el nivel de tensión 4.

– Flujo de energía desde el nivel de tensión 3.

– Flujo de energía desde el sistema de otro Operador de Red, asociado con una conexión entre los OR del nivel 2. Si el OR cuenta con varias conexiones de este tipo, deberá informar la energía asociada a cada una de ellas, al igual que el nombre del respectivo OR al que se conecta.

– Flujo de energía hacia el sistema de otro Operador de Red, asociado con una conexión entre los OR del nivel 2. Si el OR cuenta con varias conexiones de este tipo, deberá informar la energía asociada a cada una de ellas, al igual que el nombre del respectivo OR al que se conecta.

– Flujo de energía inyectado al sistema del OR por generadores conectados al nivel de tensión 2. Si el OR cuenta con varias conexiones de este tipo, deberá informar la energía asociada a cada una de ellas, al igual que el nombre de la respectiva planta de generación.

– Flujo de energía asociado con ventas a usuarios finales del servicio conectados al sistema del OR en el nivel de tensión 2.

El Ministro de Minas y Energía,

LUIS ERNESTO MEJÍA CASTRO,

Presidente.

El Director Ejecutivo,

JAIME ALBERTO BLANDÓN DÍAZ.

ANEXO NUMERO 8.

METODOLOGÍA PARA APLICAR CRITERIOS DE EFICIENCIA EN EL USO DE ACTIVOS DE LOS NIVELES DE TENSIÓN 4, 3 Y 2.

1. Criterio de eficiencia para activos del nivel de tensión 4

Cada OR que solicite cargos por Uso del Nivel de Tensión 4, deberá establecer el Costo Máximo Eficiente por unidad de energía a reconocer, para cada una de las Unidades Constructivas correspondientes a sus líneas radiales de este Nivel de Tensión, entendiendo por radial aquella línea en la que el flujo de potencia siempre tiene un sentido único.

Las demás líneas y activos eléctricos de este Nivel de Tensión, se reconocerán al costo de reposición a nuevo de las unidades constructivas, contenidos en esta resolución.

A continuación se presentan las condiciones para aplicar el criterio de eficiencia

donde:

Pmax Potencia máxima esperada para diez años.

donde:

P2001: Demanda máxima de potencia del tramo de línea, en MVA, para el

año 2001

L: Longitud del tramo de línea radial, en km. Esta longitud corresponde a

la del tramo de línea desde su inicio en un módulo de línea, hasta el

punto en el que se instala transformación o aparezca una derivación

de la misma, es decir, cada tramo debe transportar una potencia

única.

Fefj,4: Factor de Eficiencia a aplicar sobre los costos de reposición a nuevo

de cada Unidad Constructiva j que hace parte del tramo de línea radial

de longitud L, en el Nivel de Tensión 4. El máximo Fefj,4 reconocido

será 1.0

2. Criterio de eficiencia para activos del nivel de tensión 3

Para todos los OR que soliciten cargos por Uso del Nivel de Tensión 3, la Comisión utilizará el siguiente procedimiento para establecer el Costo Anual Máximo Admisible por unidad de energía a reconocer.

Con base en la información disponible en la Comisión, para el cálculo o para la aprobación de cargos, se establecerá una distribución estadística a partir de los Cargos Máximos de los OR en este Nivel de Tensión, calculados con base en la metodología contenida en el Anexo número 1 de esta resolución, la cual se normalizará utilizando técnicas como la transformación de Box – Cox.

Con la muestra normalizada, se establecerá el Cargo Máximo Eficiente a reconocer, CME3, considerando una probabilidad máxima de 65% de que la tarifa resultante de cualquier OR sea inferior a este valor. Esto corresponde a:

donde:

CME3: Cargo Máximo Máximo Eficiente por unidad de energía para el

Nivel de Tensión 3 ($/kWh colombianos del mes de diciembre de

2001).

CMET3: Costo Transformado Medio Máximo Eficiente que remuneraría la

inversión en el Nivel de Tensión 3.

ND: Número de desviaciones estándar. Para una probabilidad del

65% corresponde a 0,3853.

CMTmedio: Cargo Máximo Transformado Promedio resultante de la variable

CDj,3 normalizada.

DET: Desviación estándar de la muestra normalizada (transformada).

3. Criterio de eficiencia para activos del nivel de tensión 2

Para todos los OR que soliciten cargos por Uso del Nivel de Tensión 2, la Comisión utilizará el siguiente procedimiento para establecer el Costo Anual Máximo Admisible, para cada uno de los Costos Medios discriminados de acuerdo con la metodología de cálculo contenida en el Anexo número 1 de esta resolución, por unidad de energía.

Se elaborarán distribuciones estadísticas normalizadas para las variables CDUj,2, CDRj,2 y CDOj,2, utilizando la información disponible en la Comisión al momento de establecer el criterio de eficiencia.

Para cada muestra normalizada, se establecerá el valor de la variable que produzca una probabilidad no mayor del 65% de que la tarifa resultante sea inferior, lo cual corresponde a tomar los siguientes valores:

3.1 Para líneas urbanas

donde:

CDUT2: Costo Transformado Medio Máximo Eficiente que remuneraría la

inversión en líneas urbanas independientes.

CDU*2: Costo Medio Máximo Eficiente que remuneraría la inversión en

líneas de distribución urbanas independientes. ($/kWh

colombianos del mes de diciembre de 2001), luego de la

transformación inversa.

ND: Número de desviaciones estándar. Para una probabilidad del

65% corresponde a 0,3853.

CDUTmedio: Costo Medio Transformado Promedio resultante de la variable

CDUj normalizada.

DEUT: Desviación estándar de la muestra normalizada (transformada).

3.2 Para líneas rurales

donde:

CDRT2: Costo Transformado Medio Máximo Eficiente que remuneraría la

inversión en líneas de distribución rurales independientes.

CDR*2: Costo Medio Máximo Eficiente que remuneraría la inversión en

líneas de distribución rurales independientes. ($/kWh

colombianos del mes de diciembre de 2001), luego de la

transformación inversa.

ND: Número de desviaciones estándar. Para una probabilidad del

65% corresponde a 0,3853.

CDRTmedio: Costo Medio Transformado Promedio resultante de la variable

CDRj normalizada.

DERT: Desviación estándar de la muestra normalizada (transformada).

Para otros activos eléctricos

donde:

CDOT2: Costo Transformado Medio Máximo Eficiente que remuneraría la

inversión en otros activos diferentes de líneas de distribución del

Nivel de Tensión 2.

CDO*2: Costo Medio Máximo Eficiente que remuneraría la inversión de

otros activos diferentes de líneas de distribución del Nivel de

Tensión 2. ($/kWh colombianos del mes de diciembre de 2001),

luego de la transformación inversa.

ND: Número de desviaciones estándar. Para una probabilidad del

65% corresponde a 0,3853.

CDOTmedio: Costo Medio Transformado Promedio resultante de la variable

CDUj normalizada.

DEOT: Desviación estándar de la muestra normalizada (transformada).

El Ministro de Minas y Energía,

LUIS ERNESTO MEJÍA CASTRO,

Presidente.

El Director Ejecutivo,

JAIME ALBERTO BLANDÓN DÍAZ.

ANEXO NUMERO 9.

CÁLCULO DE CARGOS MONOMIOS HORARIOS A PARTIR DEL CARGO MONOMIO ACUMULADO.

El procedimiento que se seguirá para determinar los cargos horarios es el siguiente:

1. Elaborar las curvas de carga típicas por Nivel de Tensión (4, 3, 2, 1).

Para obtener las curvas de carga típicas por Nivel de Tensión, los OR deben determinar el uso que los usuarios hacen de los sistemas eléctricos en cada uno de los niveles de tensión. La información requerida para elaborar estas curvas se puede obtener de las planillas de flujos horarios que se tengan registradas en las subestaciones. Para el caso del Nivel de Tensión 1, las curvas pueden realizarse por muestreo de carga en los transformadores de distribución. El método utilizado para elaborar este tipo de curvas es decisión de cada empresa, lo importante es que las curvas que finalmente obtengan, reflejen el uso real que los usuarios hacen de los sistemas eléctricos en cada Nivel de Tensión.

2. Determinar los períodos de carga máxima, media y mínima en función de la curva de carga típica que fue estimada para cada Nivel de Tensión.

Un criterio para determinar estos períodos de carga se basa en el porcentaje de carga que se presenta en el sistema en una hora particular, referida a la carga máxima de la curva de carga. Los porcentajes recomendados para establecer estos períodos son los siguientes:

Período de carga máxima: Horas en las cuales el porcentaje de carga es mayor al 85% de la potencia máxima.

Período de carga media: Horas en las cuales el porcentaje de carga es mayor al 48% y menor o igual al 85% de la potencia máxima.

Período de carga mínima: Las demás horas del día no contempladas en los períodos de carga máxima y media.

El número de períodos horarios resultantes dependerá de la forma de la curva de carga. Una curva de carga plana, por ejemplo, no debe tener diferenciación de cargo por hora, porque claramente el uso que hace un usuario del sistema durante cualquier hora del día no causa un esfuerzo adicional al mismo.

3. Cálculo de cargos monomios horarios.

Los cargos monomios horarios para un Nivel de Tensión particular se calculan a partir del cargo monomio acumulado, calculado para ese Nivel de Tensión, con las siguientes consideraciones:

- Para la condición inicial, los costos que recupera la empresa utilizando los cargos monomios horarios son iguales a los que recupera con el cargo monomio.

- Por definición de la Comisión, los cargos monomios horarios son proporcionales a la potencia promedio de cada período de carga.

Sean Hx, Hd, y Hm el número de horas asociadas con cada uno de los períodos horarios, determinados por los OR, de acuerdo con el punto 2 del procedimiento establecido.

Sean Px, Pd y Pm la potencia resultante de promediar las potencias (Pi) asociadas con las horas asignadas a cada uno de los períodos de carga.

Sea Dn el cargo monomio ($/kWh) acumulado para un Nivel de Tensión.

Se requieren calcular los cargos monomios horarios Dx, Dd y Dm:

Considerando que la magnitud de la energía de la hora i-ésima es igual a la magnitud de la potencia de la hora i-ésima (Pi) por tratarse de potencias promedios referidas a períodos de una hora, la primera condición establece que:

  (1)

La segunda condición, definida por la Comisión, establece que los cargos monomios horarios son proporcionales a la potencia promedio resultante, de acuerdo con las horas asignadas a cada período de carga, lo cual quiere decir que:

  (2)

   (3)

Los cargos monomios horarios Dx, Dd y Dm se obtienen resolviendo el sistema de tres ecuaciones con tres incógnitas planteado en las ecuaciones (1) a (3).

El Ministro de Minas y Energía,

LUIS ERNESTO MEJÍA CASTRO,

Presidente.

El Director Ejecutivo,

JAIME ALBERTO BLANDÓN DÍAZ.

ANEXO NUMERO 10.

COSTOS DE CAPITAL EN ESQUEMAS REGULATORIOS POR PRECIO MÁXIMO (PRICE CAP) E INGRESO MÁXIMO (REVENUE CAP).

Cuando se invierte en un activo particular se consideran dos clases de riesgos: uno asociado específicamente con la firma y el otro con el mercado. Los inversionistas pueden eliminar el primero con técnicas de diversificación de portafolios. No obstante el segundo, más conocido como riesgo del sistema, no puede ser superado en la medida que es el riesgo normal que enfrentan todas las firmas por estar en un mismo mercado.

Los riesgos de mercado están asociados con los ciclos económicos. Una recesión afecta a todas las firmas de alguna manera. En el Capital Asset Price Model (CAPM) los betas cuantifican el grado de sensibilidad de la firma a estos riesgos sistemáticos o de mercado. Un mayor beta significa mayor sensibilidad de la firma a este tipo de riesgo.

Dependiendo de la estructura regulatoria, las firmas enfrentan mayores o menores riesgos de mercado y consecuentemente diferentes costos de capital. En general, hay consenso que los sistemas puros por precio máximo⁽¹⁾ implican mayores riesgos de mercado, que otros como por tasa de retorno y por ingreso máximo⁽²⁾. La razón principal es que en estos esquemas todo el riesgo de fluctuaciones en costos y en demanda es asumido por la firma⁽³⁾.

Los efectos de los diferentes esquemas regulatorios en los niveles de riesgo que enfrenta la firma, pueden ser ilustrados a partir de la siguiente fórmula:

Donde:

= Beneficio de la empresa

p = Precio por uni dad

Q = Cantidades vendidas

PQ = Ingreso obtenido

Cx = Costos exógenos (no controlables)

Cn = Costos endógenos (controlables)

Regulación por precio máximo

En sistemas puros por precio máximo se establecen precios eficientes por períodos de tiempo prolongados, usualmente de cinco años. En estos esquemas, la firma tiene un incentivo a mejorar eficiencia (reducir costos) para obtener mayores ganancias.

En los sistemas de price cap, en razón a que los precios no se ajustan automáticamente, la exposición al riesgo es mayor y el retorno que esperan los inversionistas es consecuentemente mayor. La firma asume todo el riesgo de fluctuaciones en costos y en demanda.

Regulación por ingreso máximo

Los sistemas por ingreso máximo limitan el ingreso de la firma a través de ajustes periódicos en el nivel de precios.

Los riesgos de mercado que enfrentan las firmas en este tipo de regulación son menores que los que se evidencian en sistemas de precio máximo, porque los precios son ajustados para mantener el ingreso de la firma. En otras palabras, se eliminan las fluctuaciones de demanda.

Ajuste del beta Resolución CREG-013 de 2002

Las estimaciones obtenidas del valor de Beta se refieren al mercado de los Estados Unidos. La utilización de un Beta internacional, reapalancado según la estructura de capital local, representa una medida adecuada del riesgo inherente en la industria para mercados emergentes (Copeland, 1995).

La diferencia principal con respecto a la referencia utilizada radica en el tipo de regulación a la que están expuestas las empresas consideradas, que es predominantement e regulación por tasa de retorno en Estados Unidos. En consecuencia, para el cálculo se realiza un ajuste por diferencias en el tipo de regulación como se explica a continuación.

En la fuente seleccionada, se han tomado los valores de Beta desapalancados correspondiente a empresas pequeñas para distribución de energía eléctrica (SIC 491) y gas natural (SIC 4924) respectivamente (Ibbotson, 2001)⁽⁴⁾, los cuales se ajustan de acuerdo con los siguientes criterios:

- En distribución de energía eléctrica se prevé una remuneración por ingreso máximo (revenue cap) para activos en niveles superiores de tensión, en este caso no se realiza ajuste alguno ya que este tipo de regulación define un perfil de riesgo inclusive menor a aquel asociado con una regulación por tasa de retorno.

- Para el ajuste correspondiente a los activos que serán remunerados por precio máximo (price cap) se han considerado las diferencias entre tipos de regulación dentro de un mismo sector y en un mismo país. Específicamente un ajuste igual a 0.2, diferencia encontrada en un estudio para empresas de telecomunicaciones en Estados Unidos (Visintini, 1998). Para regulación por precio máximo se ajusta entonces el valor del Beta sumando 0.2 al valor desapalancado⁽⁵⁾.

Debe considerarse que las industrias con tarifas reguladas, como es el caso de los Servicios Públicos o Utilities, tienen un riesgo más bajo que el promedio del mercado y por tanto valores de Beta inferiores a 1.0, debido a que no están expuestas a variaciones en el nivel de precios (Alexander, 1996). Una vez se efectúa el ajuste del Beta, la prima por riesgo del negocio se calcula utilizando las fórmulas (9) y (7).

En la Resolución CREG-013 de 2002, la tasa de retorno en términos reales antes de impuestos para la actividad de energía eléctrica en el próximo período tarifario es 16.06%

Con la misma metodología, usando los mismos parámetros y sin el ajuste del beta en 0.2, la tasa de retorno en términos reales antes de impuestos para la actividad de energía eléctrica correspondiente a una regulación por ingreso máximo (revenue cap) es 14.06%.

El siguiente cuadro muestra la estimación de la tasa para ambos casos:

El Ministro de Minas y Energía,

LUIS ERNESTO MEJÍA CASTRO,

Presidente.

El Director Ejecutivo,

JAIME ALBERTO BLANDÓN DÍAZ.

1 Existen también price caps con costos pass through.

2 Regulatory Structure and Risk and Infrastructure Firms, an International Comparison. Ian Alexander, Colin Mayer and Helen Weeds. The World Bank, Private Sector Development Department, December 1996.

3 Una manera usual de notar este esquema regulatorio es así: RPI – X en donde el primer factor es un índice de inflación para actualizar los precios y el segundo factor es una productividad periódica que se traslada al usuario.

4 Valores reportados a junio de 2001.

5 Como se menciona anteriormente, regulaciones por precios máximos transfieren riesgos de demanda y de cambios bruscos en costos a las firmas. Consecuentemente los inversionistas esperan un mayor retorno en la inversión.

ANEXO NUMERO 11.

PÉRDIDAS RECONOCIDAS POR NIVEL DE TENSIÓN.

A continuación se presentan los factores de pérdidas que se reconocen para cada nivel de tensión, al igual que los factores de pérdidas acumuladas que se reconocen desde los puntos de conexión al STN y hasta cada nivel de tensión.

Nivel de Tensión 4

Periodo	Perdidas sin Acumular	Perdidas Acumuladas
Año 0	1.35%	1.35%
Año 1	1.19%	1.19%
Año 2	1.04%	1.04%
Año 3	0.88%	0.88%
Año 4	0.73%	0.73%

Nivel de Tensión 3

Periodo	Técnicas sin Acumular	Técnicas Acumuladas
Año 0	1.47%	2.82%
Año 1	1.44%	2.63%
Año 2	1.41%	2.45%
Año 3	1.38%	2.26%
Año 4	1.35%	2.08%

Nivel de Tensión 2 - Zona Urbana

Periodo	Técnicas sin Acumular	Técnicas Acumuladas
Año 0	1.53%	4.35%
Año 1	1.53%	4.16%
Año 2	1.53%	3.98%
Año 3	1.53%	3.79%
Año 4	1.53%	3.61%

Nivel de Tensión 2 – Zona Rural

Periodo	Técnicas sin Acumular	Técnicas Acumuladas
Año 0	5.05%	7.87%
Año 1	5.05%	7.68%
Año 2	5.05%	7.50%
Año 3	5.05%	7.31%
Año 4	5.05%	7.13%

Nivel de Tensión 1 - Zona Urbana

Periodo	Técnicas Acumuladas
Año 0	10.70%
Año 1	10.02%
Año 2	9.33%
Año 3	8.64%
Año 4	7.96%

Nivel de Tensión 1 - Zona Rural

Periodo	Técnicas Acumuladas
Año 0	18.01%
Año 1	16.98%
Año 2	15.96%
Año 3	14.93%
Año 4	13.91%

En el año 0, corresponde al año 2003.

El Ministro de Minas y Energía,

LUIS ERNESTO MEJÍA CASTRO,

Presidente.

El Director Ejecutivo,

JAIME ALBERTO BLANDÓN DÍAZ.

ANEXO NUMERO 12.

FACTOR DE PRODUCTIVIDAD.

Para la estimación del factor X de productividad en las actividades de distribución y comercialización de energía eléctrica y gas combustible por red, la Comisión contrató a la Universidad EAFIT. El estudio ya ha sido culminado y está disponible en la página de Internet de la Comisión (Circular CREG 039 de 2002).

A continuación se resume la aproximación metodológica usada por el consultor, y se presenta los resultados del estudio, junto con las recomendaciones en la actividad particular de distribución de energía eléctrica.

En la literatura económica se encuentran diferentes aproximaciones metodológicas para hacer análisis de productividad. Está la metodología derivada de Solow y su medida de la productividad, la tradición de los números índices, el “data envelopment análisis” (DEA); y las fronteras estocásticas.

EAFIT, partiendo de las dos primeras metodologías, construyó un modelo de productividad general para la economía colombiana, en el período 1992 – 1999, en el que se estima una medida de la productividad (mediante índices de Torkvist) y variables relacionadas con el proceso productivo, con la dinámica del sector, y con la exposición a la competencia. Una vez construido el modelo, éste se aplicó –con información de 2000– a las actividades de distribución y comercialización de energía eléctrica y gas combustible por red.

Para verificar la consistencia de los resultados obtenidos en el modelo de productividad, el consultor realizó dos ejercicios adicionales. En el primero, a partir del análisis DEA calculó un índice de productividad de Malmquist, y en el segundo, estimó un modelo de fronteras estocásticas.

La hipótesis básica en el modelo de productividad fue la siguiente: las presiones competitivas y el afán de obtener ganancias por parte de las empresas, lleva a éstas a desarrollar incesantemente su potencial de crecimiento de la productividad. Ello se refleja en reducciones de costo que, o bien se transmiten al precio (cuando el entorno competitivo así lo determina), o bien permiten un incremento en el margen de ganancia (cuando existen barreras de entrada a nuevos competidores, y limitaciones a la competencia).

El potencial de crecimiento de la productividad depende, por su parte, de las características técnicas del proceso productivo (intensidad factorial, por ejemplo); de la dinámica del sector (su crecimiento relativo); y de las condiciones de competencia imperantes en el sector (concentración del sector, exposición de la competencia externa, etc.).

La forma general del modelo es:

TFP: Variación de productividad, índice de Torqvist.

YYPIB: Diferencial del crecimiento del sector respecto al crecimiento del

PIB.

MK: Relación insumos intermedios – capital del sector.

NK: Relación mano de obra – capital del sector.

CPI: Indice de penetración de las importaciones, en el sector.

La aplicación del modelo arrojó un rango de productividades para los sectores analizados. En el caso de distribución de energía eléctrica el rango de productividades encontrados fue 0.85% y 1.87%. Como lo establece la Ley 142 de 1994, este porcentaje debe ser repartido entre la empresa y el consumidor. El factor X consecuentemente estaría entre 0.42% y 0.93%.

Ahora bien, la aplicación de los dos ejercicios adicionales en la distribución de energía eléctrica mostró cambios de productividad bajos e incluso negativos. Con el análisis DEA y los Indices de Malmquist para un total de 8 empresas, se encontró en el período 1997-2001 una variación en la productividad total de –2.1%⁽⁶⁾. Sin embargo, el mismo análisis para 23 empresas del sector para el período 2000-2001 mostró una productividad total de 1.4%.

La estimación de las productividades para el período 1997-2001 usando la aproximación de fronteras estocásticas mostró un incremento en la productividad de 0.7%.

Recomendación

En razón a que los ejercicios para verificar la consistencia de los resultados en el modelo de productividad estimado, muestran resultados diferentes y no concluyentes, se recomienda escoger como factor de productividad el rango bajo encontrado.

En estos términos el factor de productividad sería 0.85% y el factor X 0.42%.

El Ministro de Minas y Energía,

LUIS ERNESTO MEJÍA CASTRO,

Presidente.

El Director Ejecutivo,

JAIME ALBERTO BLANDÓN DÍAZ.

6. Cabe decir, que no es posible concluir a partir de una muestra que no es representativa de la industria, que en el período analizado la productividad del sector fuera negativa. No obstante, dicho resultado es considerado en la escogencia del factor X.

ANEXO NUMERO 13.

PROPORCIÓN ENTRE EL NÚMERO DE HABITANTES RURALES SEGÚN LA CLASIFICACIÓN DEL DANE Y EL NÚMERO TOTAL DE HABITANTES EN LOS MUNICIPIOS SERVIDOS POR EL SISTEMA DEL OR.  

OPERADOR DE RED	% POBLACIÓN URBANA	% POBLACIÓN RURAL
Central Hidroeléctrica De Caldas S.A. E.S.P	65%	35%
Centrales Eléctricas De Nariño S.A. E.S.P.	45%	55%
Centrales Eléctricas Del Cauca S.A. E.S.P	38%	62%
Centrales Eléctricas Del Norte De Santander S.A. E.S.P.	74%	26%
Codensa S.A. E.S.P.	98%	2%
Compañía De Electricidad De Tulúa S.A. E.S.P.	82%	18%
Electrificadora De La Costa Atlántica S.A. E.S.P.	62%	38%
Electrificadora De Santander S.A. E.S.P.	70%	30%
Electrificadora Del Caquetá S.A. E.S.P.	47%	53%
Electrificadora Del Caribe S.A. E.S.P.	73%	27%
Dispac S.A. E.S.P.	42%	58%
Electrificadora Del Huila S.A. E.S.P.	62%	38%
Electrificadora Del Meta S.A. E.S.P.	65%	35%
Electrificadora Del Tolima S.A. E.S.P.	63%	37%
Empresa Antioqueña De Energía S.A. E.S.P.	45%	55%
Empresa De Energía De Arauca E.S.P	54%	46%
Empresa De Energía De Boyacá S.A. E.S.P.	45%	55%
Empresa De Energía De Cali S.A. E.S.P	98%	2%
Empresa De Energía De Cundinamarca S.A. E.S.P	53%	47%
Empresas Publicas de Pereira S.A. E.S.P.	83%	17%
Empresa De Energía Del Pacifico S.A. E.S.P	77%	23%
Empresa De Energía Del Quindío S.A. E.S.P.	85%	15%
Empresas Municipales De Cartago S.A.  E.S.P.	96%	4%
Empresas Municipales De Energía Eléctrica S.A. E.S.P.	91%	9%
Empresas Publicas De Medellín E.S.P.	92%	8%
Ruitoque E.S.P.	100%	0%
Empresa de Energía del Bajo Putumayo S.A. E.S.P.	32%	68%
Empresa de Energía del Putumayo S.A. E.S.P.	31%	69%
Empresa de Energía del Valle del Sibundoy S.A. E.S.P.	60%	40%

El Ministro de Minas y Energía,

LUIS ERNESTO MEJÍA CASTRO,

Presidente.

El Director Ejecutivo,

JAIME ALBERTO BLANDÓN DÍAZ.