RESOLUCIÓN 178 DE 2014

(diciembre 23)

Diario Oficial No. 49.430 de 19 de febrero de 2015

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Por la cual se ordena hacer público un proyecto de resolución que pretende adoptar la CREG con el fin de establecer la metodología para la remuneración de la actividad de transmisión de energía eléctrica en el Sistema de Transmisión Nacional.

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS,

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

CONSIDERANDO QUE:

Mediante la Resolución CREG 042 de 2013, la Comisión puso en conocimiento de las entidades prestadoras del servicio público domiciliario de energía eléctrica, los usuarios y demás interesados las bases sobre las cuales la Comisión efectuará el estudio para determinar los principios generales, la metodología y fórmulas para el establecimiento de los cargos por uso que remunerarán la actividad de transmisión de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional durante el siguiente periodo tarifario. Lo anterior en cumplimiento de lo previsto en los numerales 11.1 y 11.2 del artículo 11 del Decreto número 2696 de 2004. La publicación se realizó en la página Web de la CREG el 10 de mayo de 2013.

Los estudios que se adelantaron por parte de la CREG en los temas de metodologías de remuneración de la actividad de transmisión de energía y unidades constructivas, fueron publicados mediante las Circulares CREG 034 y 038 de 2014, en cumplimiento de lo previsto en el numeral 11.3 del artículo 11 del Decreto número 2696 de 2004.

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

Los propósitos y lineamientos para la remuneración de la actividad de transmisión de energía eléctrica para el periodo tarifario 2015-2019 se hicieron públicos con la expedición de la Resolución CREG 078 de 2014, publicada en la página Web de la Comisión el 12 de junio de 2014.

Conforme a lo dispuesto por el numeral 11.4 del artículo 11 del Decreto número 2696 de 2004 que establece: “tres (3) meses antes de la fecha prevista para que inicie el periodo de vigencia de las fórmulas tarifarias, se deberán hacer públicos en la página web de la Comisión correspondiente los proyectos de metodologías y de fórmulas, los estudios respectivos y los textos de los proyectos de resoluciones” se procede a hacer la respectiva publicación.

En el Documento CREG 098 del 23 de diciembre de 2014 se presentan los diferentes análisis realizados por la Comisión para la definición de la metodología propuesta.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su Sesión número 635 del 23 de diciembre de 2014, acordó expedir esta resolución,

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. OBJETO. Hágase público el proyecto de resolución, “por la cual se establece la metodología para la remuneración de la actividad de transmisión de energía eléctrica en el Sistema de Transmisión Nacional”.

ARTÍCULO 2o. PRESENTACIÓN DE COMENTARIOS, OBSERVACIONES Y SUGERENCIAS. Se invita a los usuarios, a los agentes, a las autoridades locales, municipales y departamentales, a las entidades y a los demás interesados para que, dentro de los sesenta (60) días calendario siguientes a la publicación de la presente resolución, remitan sus observaciones o sugerencias sobre las propuestas contenidas en el proyecto de resolución adjunto y participen en las consultas públicas que se llevarán a cabo conforme a lo previsto en el artículo 11, numeral 11.5 del Decreto número 2696 de 2004.

Las observaciones y sugerencias sobre el proyecto deberán dirigirse al director ejecutivo de la Comisión, a la siguiente dirección: calle 116 No 7-15, Interior 2 Oficina 901 en Bogotá, D. C. o al correo electrónico creg@creg.gov.co.

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

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 23 de diciembre de 2014.

El Presidente,

TOMÁS GONZÁLEZ ESTRADA,

Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

JORGE PINTO NOLLA.

PROYECTO DE RESOLUCIÓN.

por la cual se establece la metodología para la remuneración de la actividad de transmisión de energía eléctrica en el Sistema de Transmisión Nacional.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en ejercicio de las atribuciones legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994, y los Decretos números 1524 y 2253 de 1994,

CONSIDERANDO QUE:

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

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

El artículo 23, literal n), de la Ley 143 de 1994 establece que la Comisión de Regulación de Energía y Gas tiene dentro de sus funciones generales la de definir y hacer operativos los criterios técnicos de calidad, confiabilidad y seguridad del servicio de energía.

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

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

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

En particular, el numeral 87.1 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994 establece que se deben tener en cuenta “los aumentos de productividad esperados, y que estos deben distribuirse entre la empresa y los usuarios, tal como ocurriría en un mercado competitivo”.

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

Según lo dispuesto en el artículo 92 de la Ley 142 de 1994, las comisiones pueden corregir en las fórmulas, “los índices de precios aplicables a los costos y gastos de la empresa con un factor que mida los aumentos de productividad que se esperan en ella, y permitir que la fórmula distribuya entre la empresa y el usuario los beneficios de tales aumentos”.

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

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

De acuerdo con la Ley 142 de 1994, artículo 18, todas las personas jurídicas están facultadas para hacer inversiones en empresas de servicios públicos.

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

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

Según lo establecido en la Ley 143 de 1994, artículo 18, modificado por el artículo 67 de la Ley 1151 de 2007, “compete al Ministerio de Minas y Energía definir los planes de expansión de la generación y de la red de interconexión y fijar criterios para orientar el planeamiento de la transmisión y la distribución” y de acuerdo con esta misma norma “los planes de generación y de interconexión serán de referencia y buscarán optimizar el balance de los recursos energéticos para la satisfacción de la demanda nacional de electricidad en concordancia con el Plan Nacional de Desarrollo y el Plan Energético Nacional”.

La Resolución CREG 008 de 2003 estableció las reglas para la liquidación y administración de cuentas por uso de las redes del sistema interconectado nacional asignadas al liquidador y administrador de cuentas, la cual fue modificada por la Resolución CREG 157 de 2011.

Mediante la Resolución CREG 011 de 2009 la Comisión de Regulación de Energía y Gas estableció la metodología y fórmulas tarifarias para la remuneración de la actividad de transmisión de energía eléctrica en el Sistema de Transmisión Nacional, la cual se encuentra vigente.

Para la expedición de la metodología de remuneración de la actividad de transmisión de energía eléctrica para el periodo tarifario 2015-2019, se ha seguido el procedimiento establecido en el artículo 11 del Decreto número 2696 de 2004.

Mediante la Resolución CREG 042 de 2013, la Comisión puso en conocimiento de las entidades prestadoras del servicio público domiciliario de energía eléctrica, los usuarios y demás interesados las bases sobre las cuales efectuará el estudio para determinar los principios generales, la metodología y fórmulas para el establecimiento de los cargos por uso que remunerarán la actividad de transmisión de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional durante el siguiente periodo tarifario. Lo anterior en cumplimiento de lo previsto en los numerales 11.1 y 11.2 del artículo 11 del Decreto número 2696 de 2004. La cual se publicó en la página Web de la CREG, el 10 de mayo de 2013.

Respecto de lo expuesto con la Resolución CREG 042 de 2013 se recibieron comentarios de las siguientes empresas: Andesco E-2013-005835, EEB E 2013-005822, Isagen E-2013-005767, Transelca E-2013-005866, CAPT E-2013-005879, CNO E-2013-005877, Epsa E-2013-005811, EPM, E-2013-005950, ISA E-2013-005909.

Posteriormente, en la Resolución CREG 078 de 2014 se hicieron públicos los propósitos y lineamientos para la remuneración de la actividad de transmisión de energía eléctrica para el periodo tarifario 2015-2019.

Sobre el contenido de la Resolución CREG 078 de 2014 se recibieron comentarios por parte de: Isagen E-2014-006673, EPSA E-2014-006683, EEB E2014-006687, Andesco E2014-006693, EPM E-2014-006694, ISA E-2014-006726, Distasa E2014006917, Transelca E-2014-007034, XM E-2014-007038.

Tanto los comentarios a las bases regulatorias como a los propósitos y lineamientos para la remuneración de la actividad de transmisión recibidos en la CREG fueron considerados para la expedición de la resolución que se pone en consulta.

Mediante las Circulares CREG 034 y 038 de 2014 se publicaron los estudios realizados por la Comisión sobre metodología de remuneración y unidades constructivas, en cumplimiento de lo previsto en el numeral 11.3 del artículo 11 del Decreto número 2696 de 2004.

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

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. OBJETO. Mediante esta resolución se adopta la metodología, fórmulas tarifarias y otras disposiciones para la remuneración de la actividad de transmisión de energía eléctrica en el Sistema de Transmisión Nacional (STN).

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

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

Activo de conexión al STN: es el que se requiere para que un generador o un usuario no regulado, UNR, se conecte físicamente al STN. Un activo de conexión al STN se remunerará a través de contratos entre el propietario y el usuario respectivo del activo de conexión.

Activo de uso del STN: es aquel activo de transporte de electricidad que opera a tensiones iguales o superiores a 220 kV, es remunerado mediante cargos por uso del STN y puede estar constituido por una o varias UC.

Las bahías de transformador con tensión mayor o igual a 220 kV que utiliza un OR para conectarse a subestaciones del STN, con configuración de anillo o de interruptor y medio, se remunerarán a través de cargos por uso de la actividad de transmisión. Los demás activos que usa un OR para conectarse al STN se remunerarán a través de cargos por uso de la actividad de distribución.

Activo en operación: es aquel activo eléctrico que forma parte de un sistema utilizado de forma permanente en la actividad de transmisión de energía eléctrica.

Activo no eléctrico: es aquel activo que no hace parte de la infraestructura de transporte de energía eléctrica de los transmisores nacionales, TN, pero que es requerido para cumplir con su objeto social. Hacen parte de estos activos, entre otros, los siguientes: edificios (sedes administrativas, bodegas, talleres, etc.) maquinaria y equipos (grúas, vehículos, herramientas, etc.) equipos de cómputo y equipos de comunicaciones.

Activo no operativo: activo que estando disponible no se puede operar debido a la indisponibilidad de otro activo diferente a los que conforman su grupo de activos. El tiempo durante el cual un activo se reporte como activo no operativo no deberá considerarse en el cálculo de sus horas de indisponibilidad, pero se considerará para el cálculo de la compensación del activo causante de la no operatividad, solo cuando este último no pertenezca a una zona excluida de compensación por energía no suministrada, CNE y, además, haya superado las máximas horas anuales de indisponibilidad permitidas o haya ocasionado energía no suministrada, ENS.

Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC): dependencia del Centro Nacional de Despacho de que tratan las Leyes 142 y 143 de 1994, encargada del registro de fronteras comerciales, de los contratos de energía a largo plazo; de la liquidación, facturación, cobro y pago del valor de los actos, contratos, transacciones y en general de todas las obligaciones que resulten por el intercambio de energía en la bolsa, para generadores y comercializadores; de las subastas de obligaciones de energía firme; del mantenimiento de los sistemas de información y programas de computación requeridos; y del cumplimiento de las demás tareas que sean necesarias para el funcionamiento adecuado del Sistema de Intercambios Comerciales (SIC).

AOM: valor de los gastos de administración, operación y mantenimiento correspondientes a la actividad de transmisión de energía eléctrica en el Sistema de Transmisión Nacional.

Bahía: conjunto conformado por los equipos que se utilizan para conectar una línea de transmisión, o equipo de compensación, o un transformador, o un autotransformador al barraje de una subestación, y los equipos que se utilizan para seccionar o acoplar barrajes, o para transferir la carga de un barraje a otro.

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

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

Capacidad nominal de activos de uso del STN: para los activos de uso del STN la capacidad nominal será igual a la capacidad que se encuentre declarada ante el CND al momento de entrar en vigencia la presente resolución. Para activos de uso del STN que con posterioridad a esta fecha resulten de ampliaciones o de procesos de libre concurrencia, esta capacidad deberá ser declarada por el transmisor al CND con anterioridad a la entrada en operación comercial de los mismos y deberá ser mayor o igual a la establecida por la UPME.

Cargo por uso monomio: cargo monomio por unidad de energía, expresado en $/kWh.

Cargo por uso monomio horario: cargo por uso, por unidad de energía, expresado en $/kWh y diferenciado para cada uno de los períodos de carga.

Centro de supervisión y maniobra: centro a través del cual se supervisa la operación y las maniobras en las redes y subestaciones de propiedad del transmisor nacional, con sujeción a las instrucciones impartidas por el CND y teniendo como objetivo una operación segura y confiable del SIN, con sujeción a la reglamentación vigente y los acuerdos del Consejo Nacional de Operación (CNO).

Centro Nacional de Despacho (CND): entidad encargada de la planeación, supervisión y control de la operación integrada de los recursos de generación, interconexión y transmisión del Sistema Interconectado Nacional (SIN), teniendo como objetivo una operación segura, confiable y económica, con sujeción a la reglamentación vigente y a los acuerdos del CNO.

Compensación: es el valor en el que se reduce el ingreso regulado de cada TN por variaciones que excedan o superen los límites establecidos para las características de calidad a las que está asociado dicho ingreso.

Compensación por Energía no Suministrada (CNE): compensación por ocasionar energía no suministrada o por dejar no operativos otros activos.

Conexión profunda: activos de uso del STN cuya construcción se requiere para responder positivamente a una solicitud de conexión de un generador o de un usuario no regulado.

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

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

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

Costo de reposición de un activo: es el costo de renovar el activo actualmente en servicio, con otro equivalente, que cumpla como mínimo las mismas funciones y los estándares de calidad y servicio exigidos, valorado a precios eficientes de mercado.

Costo unitario por unidad constructiva: valor unitario de una unidad constructiva establecido en esta resolución, de acuerdo con precios del mercado, para remunerar los activos del STN.

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

Elementos técnicos: son los equipos o materiales que conforman las unidades constructivas.

Energía no suministrada: estimación de la cantidad de energía dejada de entregar cuando se presentan eventos en el sistema.

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

Fecha de corte: es el 31 de diciembre del año inmediatamente anterior al de la fecha de presentación de la solicitud de aprobación de la base de activos y del ingreso.

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

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

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

Mantenimiento mayor: mantenimiento de activos de uso que requiere un tiempo mayor a las máximas horas anuales de indisponibilidad fijadas para dichos activos.

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

Mes, mes calendario o mes completo: para los efectos de esta resolución, se entiende por mes o mes calendario o mes completo cada uno de los doce meses del año, con su totalidad de días. La remuneración de la actividad de transmisión se liquidará por mes completo y no por fracción de mes.

Módulo de compensación: es el conjunto conformado por los equipos de compensación capacitiva o reactiva y los equipos asociados que se conectan a las bahías de compensación dependiendo de la configuración.

Operador de red de STR y SDL, OR: persona encargada de la planeación de la expansión, las inversiones, la operación y el mantenimiento de todo o parte de un STR o SDL, incluidas sus conexiones al STN. Los activos pueden ser de su propiedad o de terceros. Para todos los propósitos son las empresas que tienen cargos por uso de los STR o SDL aprobados por la CREG. El OR siempre debe ser una empresa de servicios públicos domiciliarios.

La unidad mínima de un SDL para que un OR pueda solicitar a la CREG aprobación de costos corresponde a las redes que atiendan la totalidad de los usuarios de un municipio.

Pérdidas eficientes de energía: corresponden a las pérdidas técnicas de energía en el Sistema de Transmisión Nacional.

Período de carga máxima: corresponde a las horas comprendidas entre las 9:00 y las 12:00 horas y entre las 18:00 y las 21:00 horas del día.

Período de carga media: corresponde a las horas comprendidas entre las 4:00 y las 9:00 horas, entre las 12:00 y las 18:00 horas, y entre las 21:00 y las 23:00 horas del día.

Período de carga mínima: corresponde a las horas comprendidas entre las 00:00 y las 4:00 horas y las 23:00 y las 24:00 horas.

Producer Price Index (PPI): índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, correspondiente a bienes de capital, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID: WPSSOP3200).

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

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

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

Sistema Interconectado Nacional (SIN): es el sistema compuesto por los siguientes elementos conectados entre sí: las plantas y equipos de generación, la red de interconexión, las redes regionales e interregionales de transmisión, las redes de distribución, y las cargas eléctricas de los usuarios.

Tasa de retorno: tasa calculada para la actividad de transmisión de energía eléctrica.

Trabajo de expansión: es la actividad necesaria para la entrada en operación comercial de un generador o de los activos que componen los proyectos de expansión necesarios para la atención de nueva demanda.

Transmisión de energía eléctrica: es la actividad consistente en el transporte de energía eléctrica por sistemas de transmisión y la operación, mantenimiento y expansión del Sistema de Transmisión Nacional.

Transmisor Nacional (TN): persona jurídica que realiza la actividad de transmisión de energía eléctrica en el STN o que ha constituido una empresa cuyo objeto es el desarrollo de dichas actividades. El TN siempre debe ser una empresa de servicios públicos domiciliarios.

Transportador: con este término se denomina genéricamente en esta resolución a los TN o a los OR.

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

Unidad Constructiva (UC): conjunto de elementos que conforman una unidad típica de un sistema eléctrico, orientada a la conexión de otros elementos de una red, al transporte o a la transformación de la energía eléctrica, o a la supervisión o al control de la operación de activos del STN.

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

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

Usuario de los STR o SDL: es el usuario final del servicio de energía eléctrica, el OR y el generador conectados a estos sistemas.

Usuario del STN: es el usuario no regulado, UNR, el OR y el generador conectados al STN.

Usuario no regulado, UNR: es el usuario final que cumple con las condiciones para acordar libremente sus precios de compra de energía eléctrica, establecidas en las Resoluciones CREG 131 de 1998 y 183 de 2009 o aquella que las modifique o sustituya.

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

ARTÍCULO 4o. CRITERIOS GENERALES. La metodología que se aplicará para el cálculo de los ingresos de los TN y del cargo por uso del STN tendrá en cuenta los siguientes criterios generales:

a) Los ingresos dependen de la ejecución de los planes de inversión del TN, representados principalmente en reposición de activos;

b) La base regulatoria de activos del STN se determinará a partir del costo de reposición de los activos existentes y la asimilación de los nuevos activos mediante las UC que se presentan en esta resolución. Los TN podrán presentar UC especiales para lo cual deberán suministrar la información correspondiente dentro de la respectiva actuación administrativa;

c) El cargo por uso resultante de aplicar la metodología contenida en esta resolución remunerará el uso de la infraestructura y los gastos de AOM asociados al Sistema de Transmisión Nacional. Este cargo por uso no incluye los costos de conexión del usuario al respectivo sistema;

d) En virtud del principio de integralidad de la tarifa establecido en la ley, el ingreso del TN y el cargo del STN variarán según los índices de calidad del servicio prestado;

e) Para compartir las mejoras de productividad de la red con los usuarios, el cargo por uso se disminuirá teniendo en cuenta los ingresos recibidos por el TN por la prestación de servicios distintos al de transmisión de electricidad;

f) El comercializador cobrará el cargo por uso del STN a los usuarios que atiende;

g) Un TN será remunerado mediante cargos por uso por la totalidad de los activos de uso que opera y mantiene en desarrollo de la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica, independientemente de que sea o no propietario de los mismos y sin perjuicio de la remuneración que deberá pagar al propietario por su inversión, con excepción de los bienes o derechos que no deban incluirse en el cálculo de las tarifas en los términos del artículo 87, numeral 87.9, de la Ley 142 de 1994, o el que lo modifique o sustituya.

ARTÍCULO 5o. METODOLOGÍA DE REMUNERACIÓN. La actividad de transmisión de energía eléctrica en el STN se remunerará con la metodología de ingreso máximo, conforme a lo establecido en esta resolución. Los activos de uso del STN existentes a la fecha de entrada en vigencia de esta resolución que no hayan sido construidos por inversionistas seleccionados a través de los procesos de libre concurrencia regulados por la CREG, y los activos correspondientes a las ampliaciones que se construyan en cumplimiento de lo establecido en el artículo 6o de la Resolución CREG 022 de 2001 y aquellas que la modifiquen o sustituyan, se remunerarán de acuerdo con lo establecido en la presente resolución.

PARÁGRAFO. La CREG incluirá los ajustes o modificaciones a la metodología de remuneración establecida en esta resolución que por la entrada en vigencia de un nuevo esquema de intercambios internacionales de energía eléctrica se requieran para que la formación de precios sea en condiciones de eficiencia frente a la demanda nacional.

ARTÍCULO 6o. BASE DE ACTIVOS E INGRESO ANUAL. La CREG aprobará mediante resolución particular la base de activos a remunerar a cada uno de los TN. El ingreso anual de cada TN, IAT, correspondiente a estos activos se calculará de acuerdo con lo establecido en el Capítulo 2 del anexo general.

La CREG podrá modificar la base de activos de un TN, y a su vez el ingreso aprobado, cuando la autoridad competente determine que alguno de sus activos limita la operación adecuada del sistema o incumple con la regulación. También se podrán hacer modificaciones cuando el TN incluya en su plan de inversiones los nuevos proyectos en el STN identificados por la UPME para ser ejecutados como ampliaciones, de acuerdo con lo señalado en la Resolución CREG 022 de 2001 o aquella que la modifique o sustituya.

El TN deberá incluir dentro de los planes de inversiones los activos que se hayan ejecutado mediante procesos de selección, una vez se haya finalizado el periodo de pagos y se cumplan las condiciones establecidas en la regulación para ello. También deberá incluir los activos que deban ser remunerados mediante cargos por uso de la actividad de transmisión, de acuerdo con regulación vigente.

PARÁGRAFO 1o. El valor a remunerar a cada TN por concepto de servidumbre de nuevas líneas será el valor anual que este demuestre con la información entregada al momento del reporte del inventario de sus activos. En los casos en que el TN haya realizado un solo pago por concepto de servidumbres, deberá calcular el valor anual equivalente utilizando la tasa de retorno definida para la actividad de transmisión.

PARÁGRAFO 2o. Para la remuneración de los terrenos que hacen parte de nuevas unidades constructivas de subestaciones se tendrá en cuenta el valor catastral del metro cuadrado (m2) del terreno donde está ubicada cada subestación.

ARTÍCULO 7o. REMUNERACIÓN DE NUEVOS ACTIVOS DE USO QUE SUSTITUYAN OTROS. Para la remuneración de un nuevo activo de uso que sustituya a otro que se estaba remunerando con una unidad constructiva diferente, se debe cumplir lo siguiente:

a) Que el TN que represente dicho activo presente a la UPME la evaluación técnica y económica que justifica la ampliación o su sustitución;

b) Que la UPME, una vez aplicados los criterios establecidos en la normativa vigente, recomiende la ampliación o sustitución de dicho activo en el plan de expansión que se adopte;

c) Que el TN incluya este activo dentro de su plan de inversiones que reporte a la CREG.

PARÁGRAFO. La reposición de los activos es responsabilidad de los TN que los representen. Con este propósito, además de la entrega a la CREG del plan de inversiones en reposición, el TN deberá presentar a la UPME, dentro de los tres meses siguientes a la entrada en vigencia de esta resolución, un plan de reposición acorde con un diagnóstico técnico del estado de sus activos, que cubra un periodo de cinco años. En ningún caso el incumplimiento de las normas técnicas establecidas por la autoridad competente o las limitaciones técnicas de equipos o elementos de una unidad constructiva podrán limitar la operación adecuada del sistema y le corresponderá al TN ajustar dicho activo y solicitar a la CREG la reclasificación de la unidad constructiva, si fuere el caso.

ARTÍCULO 8o. REPRESENTACIÓN ANTE EL LAC. Cada activo de uso deberá estar representado ante el LAC por un TN. En el caso de que exista multipropiedad del activo entre varios TN, estos podrán optar por encargar a uno de ellos la operación y representación del activo ante el LAC o informar los porcentajes de participación en dicho activo, los cuales también se aplicarán al ingreso correspondiente al activo.

En todo caso el responsable de la operación del activo, así no la efectúe directamente, será el TN que representa el activo ante el LAC.

PARÁGRAFO. Un TN que represente un activo de uso mantendrá esta condición hasta que haya sido aprobada la resolución de la CREG donde se modifique tal representación.

ARTÍCULO 9o. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO. El reconocimiento de AOM se hará en forma individual para cada TN, de acuerdo con la información que reporte cada uno para este efecto, según lo establecido en el Capítulo 5 del anexo general.

ARTÍCULO 10. CARGO POR USO DEL STN. El cargo por uso del STN será calculado por el LAC de acuerdo con lo establecido en el capítulo 1 del anexo general.

La publicación del cargo estimado para que los comercializadores lo utilicen en el cálculo del costo unitario de prestación del servicio, la facturación de la actividad de transmisión y el recaudo los hará el LAC de acuerdo con la regulación vigente.

Los comercializadores de energía deberán pagar el cargo por uso que determine el LAC en las condiciones y plazos establecidos en la Resolución CREG 156 de 2011 o aquella que la modifique o sustituya.

ARTÍCULO 11. PROCEDIMIENTO EN CASO DE UNA CONEXIÓN PROFUNDA. De acuerdo con el procedimiento para la asignación de puntos de conexión de generadores al STN, establecido en la Resolución CREG 106 de 2006 o las que la modifiquen, adicionen o sustituyan, y del establecido por la UPME para asignar puntos de conexión a UNR, cuando sea necesario ejecutar proyectos de expansión de activos remunerados a través de cargos por uso del STN y la UPME encuentre que, según los criterios establecidos en la normativa vigente, los beneficios del proyecto de expansión son inferiores a los costos, podrá recomendar la ejecución del proyecto asociado con los activos de uso del STN. Dando cumplimiento a la regulación vigente, el proyecto se ejecutará como ampliación o mediante proceso de selección.

En estos casos, el agente solicitante debe asumir el porcentaje del costo del proyecto que permite que la relación beneficio/costo sea igual a uno (1) y cumplir con los requisitos de garantías y demás que se establezcan en la regulación.

ARTÍCULO 12. RESPONSABILIDAD POR LA CALIDAD DE LA POTENCIA EN EL STN. El CND será el responsable de mantener la calidad del suministro de electricidad en términos de la frecuencia a nivel del SIN y de la tensión a nivel del STN, conservando estas variables dentro de los límites definidos en el código de redes adoptado mediante la Resolución CREG 025 de 1995, y aquellas que la adicionen, modifiquen o sustituyan.

Los TN y los usuarios del STN serán los responsables de mantener la calidad de la forma de onda y el balance de las tensiones de fase, de acuerdo con las normas establecidas en el numeral 7 del anexo denominado código de conexión que hace parte del código de redes, contenidos en la Resolución CREG 025 de 1995, y aquellas que la modifiquen o sustituyan.

Identificado el equipo o equipos causantes de una deficiencia en la forma de onda, o de un desbalance en las tensiones de fase, el CND deberá establecer conjuntamente con el TN y los involucrados, un plazo máximo, razonable de acuerdo con las buenas prácticas de ingeniería, para la corrección de la deficiencia identificada. El CND deberá informar al Consejo Nacional de Operación (CNO), el plazo acordado. Si transcurrido el plazo fijado no se ha efectuado la corrección pertinente, el TN deberá proceder a la desconexión del equipo causante de la deficiencia o, si no es posible identificar este equipo, de la carga del respectivo usuario del STN.

El TN debe garantizar que las deficiencias en la calidad de la potencia que se presenten en los activos que opera, durante el plazo previsto para su corrección, no generen riesgos para la seguridad de las personas, la vida animal y vegetal o la preservación del medio ambiente. De concluirse la inminencia de un peligro, a partir de razones objetivas claramente identificadas, el TN deberá proceder inmediatamente a la desconexión del equipo causante de la deficiencia o, si no es posible identificar este equipo, la desconexión de la carga del respectivo usuario del STN.

En todo caso, los plazos mencionados no exonerarán al TN de su responsabilidad por los perjuicios que se causen por las deficiencias en la calidad de potencia suministrada a través de los activos que opera.

Para efectos de determinar la fuente de las distorsiones o fluctuaciones, el CND podrá solicitar al TN y este al usuario del STN la instalación de los equipos que consideren necesarios en la red o en las fronteras o equipos de medición del usuario, para registrar variables de corrientes y tensiones, y podrán exigir el diseño de medidas remediales que técnicamente sigan las normas y buenas prácticas de ingeniería.

ARTÍCULO 13. CALIDAD DEL SERVICIO EN EL STN. Será responsabilidad de los TN prestar el servicio de transmisión de energía eléctrica dentro de los niveles de calidad y con las características establecidas en el Capítulo 6 del anexo general. Las variaciones que excedan o superen los límites allí definidos darán lugar a las compensaciones que se calcularán conforme a lo dispuesto en dicho capítulo. Lo anterior, sin perjuicio de la responsabilidad que pueda tener el TN por los daños y perjuicios causados a usuarios o terceros.

La compensación se aplicará disminuyendo el ingreso que le corresponde a cada TN en un valor igual al que resulte de aplicar lo dispuesto en el capítulo 6 del anexo general. Para tal efecto, el LAC calculará las compensaciones aplicables a cada TN que represente los activos.

El componente T de la fórmula tarifaria general del costo de prestación del servicio, que aplican los comercializadores a los usuarios, tendrá en cuenta el cargo por uso del STN al cual se le han aplicado las respectivas compensaciones.

PARÁGRAFO 1o. Los propietarios de los proyectos de expansión ejecutados como resultado de procesos de selección regulados por la CREG, al momento de declarar su entrada en operación comercial deberán reportar al LAC el inventario de las unidades constructivas que componen dicho proyecto. De no existir la correspondiente unidad constructiva se asociará con aquella más parecida. Las compensaciones serán calculadas con base en los valores de las unidades constructivas definidos en el Capítulo 4 del anexo general y se descontarán del ingreso mensual del TN.

PARÁGRAFO 2o. Cuando la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios tome posesión de un TN no se aplicarán, durante los doce (12) meses siguientes a la toma, las compensaciones por calidad del servicio reguladas en esta resolución. Una vez vencido este plazo, se continuarán aplicando las reducciones del ingreso o compensaciones aquí dispuestas.

ARTÍCULO 14. OBLIGACIÓN DE REPORTAR EVENTOS. Los agentes que presten servicios de transmisión de energía eléctrica en el STN deberán informar al CND la ocurrencia de cualquier evento, dentro de los quince (15) minutos siguientes a la ocurrencia del mismo, y la finalización de la ejecución de maniobras dentro de los cinco (5) minutos siguientes.

ARTÍCULO 15. INFORMACIÓN BASE PARA LA APROBACIÓN DE LA BASE DE ACTIVOS Y DEL INGRESO ANUAL. Para la aprobación se tendrá en cuenta, principalmente, la siguiente información:

a) Inventarios de activos de uso representados por el TN que deban ser remunerados mediante cargos por uso;

b) Reporte de activos de enlaces internacionales con nivel de tensión inferior a 220 kV que deben ser remunerados mediante cargos por uso de la actividad de transmisión;

c) Identificación de las UC representadas por el TN cuyo valor no debe incluirse en el cálculo de los cargos en los términos del artículo 87 numeral 87.9 de la Ley 142 de 1994, o la que la modifique o sustituya;

d) Áreas de los terrenos donde están ubicadas las subestaciones junto con su valor catastral;

e) Información contable reportada al SUI;

f) Ingresos por la explotación de la infraestructura remunerada a través de cargos por uso por concepto de otras actividades diferentes a la de transmisión de energía eléctrica, durante los siete años que finalizan en la fecha de corte;

g) Información de planes de inversión en ampliaciones, reposiciones y renovación tecnológica.

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

ARTÍCULO 16. SOLICITUD DE APROBACIÓN DE INGRESOS. Dentro de los noventa (90) días calendario siguientes a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución los TN deberán someter a aprobación de la CREG, lo siguiente:

a) Inventario de las unidades constructivas que componen su base de activos;

b) Cálculo de ingresos anuales por el uso de los activos, los cuales, deberán calcularse de conformidad con la metodología descrita en el Capítulo 2;

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

d) Planes de inversión en ampliaciones, reposiciones y renovación tecnológica.

Los TN deberán suministrar el diagrama unifilar de las redes y subestaciones, incluyendo toda la información necesaria para la aprobación de ingresos y que sea de su responsabilidad en los términos de esta resolución.

ARTÍCULO 17. DECISIÓN SOBRE APROBACIÓN DE LOS INGRESOS DE CADA TN. Una vez presentada la información por los TN, y llevado a cabo la correspondiente actuación administrativa que garantice el derecho al debido proceso de los interesados, de conformidad con los procedimientos establecidos en la ley, la Comisión procederá a aprobar los ingresos de que trata la presente resolución.

PARÁGRAFO. Cuando el TN no someta a aprobación de la CREG la solicitud de ingresos en el plazo previsto, la Comisión fijará los ingresos anuales con la información disponible y sin incorporar ingresos asociados con los planes de inversión, sin perjuicio de las sanciones y demás medidas a que haya lugar. Estos ingresos estarán vigentes hasta que el TN formule la respectiva solicitud de actualización y los nuevos le sean aprobados.

ARTÍCULO 18. TRATAMIENTO DE ACTIVOS DE CONEXIÓN Y ACTIVOS DE USO. Los activos que sean declarados para ser remunerados mediante cargos por uso por parte del TN mantendrán este tipo de remuneración durante todo el período tarifario. Los activos de conexión mantendrán tal condición durante todo el período tarifario.

PARÁGRAFO. Durante el período tarifario, los TN no podrán exigir remuneración adicional por activos que hayan sido reportados para ser remunerados mediante cargos por uso.

ARTÍCULO 19. VIGENCIA DE LOS INGRESOS. Los ingresos de los TN que defina la Comisión estarán vigentes desde la fecha en que quede en firme la resolución que los apruebe y hasta cuando se cumplan cinco años contados desde la entrada en vigencia de la presente resolución, sin perjuicio de las actualizaciones a que haya lugar.

PARÁGRAFO. Vencido el período de vigencia de los ingresos aprobados, continuarán rigiendo hasta que la Comisión apruebe los nuevos.

ARTÍCULO 20. DEROGATORIAS. La presente resolución deroga los artículos 4o y 5o de la Resolución CREG 039 de 1999, la Resolución CREG 011 de 2009, la Resolución CREG 093 de 2012 excepto el capítulo 3 del anexo general de esa resolución, y las demás disposiciones que le sean contrarias.

Publíquese y cúmplase.

Firmas del proyecto,

El Presidente,

TOMÁS GONZÁLEZ ESTRADA,

Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

JORGE PINTO NOLLA.

ANEXO GENERAL.

Contenido

CAPÍTULO 1.	CÁLCULO DEL CARGO POR USO DEL STN
1.1	Cargo por uso
1.2	Ingreso mensual
CAPÍTULO 2.	CÁLCULO DE LOS INGRESOS ANUALES
2.1	Ingreso anual por inversión en activos, IAA.
2.1.1	Base regulatoria de activos
2.1.2	Base regulatoria de activos eléctricos
2.1.3	Base regulatoria de activos no eléctricos
2.1.4	Recuperación reconocida de capital
2.1.5	Base regulatoria de terrenos
2.2	Ingreso anual por AOM, IAAOM.
2.3	Ingreso anual por incentivos, IAINC
2.3.1	Incentivos asociados con el plan de inversiones
2.3.2	Incentivos asociados con AOM
CAPÍTULO 3.	PLANES DE INVERSIÓN
3.1	Criterios generales
3.2	Presentación de los planes de inversión
3.3	Contenido de los planes de inversión
3.3.1	Plan de inversiones en expansión
3.3.2	Plan de inversiones en reposición
3.3.3	Plan de inversiones en renovación tecnológica
3.4	Aprobación de los planes de inversión
3.5	Seguimiento de los planes de inversión
3.6	Ajuste de los planes de inversión
3.7	Publicidad y difusión de los planes de inversión
CAPÍTULO 4.	UNIDADES CONSTRUCTIVAS
CAPÍTULO 5.	GASTOS DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
5.1	AOM a reconocer
5.1.1	AOM demostrado
5.1.2	AOM remunerado
5.1.3	AOM inicial
5.1.4	Valor de AOM para nuevas inversiones
5.2	Verificación del valor anual de AOM
CAPÍTULO 6.	CALIDAD DEL SERVICIO
6.1	Características de calidad a la que está asociado el ingreso
6.2	Activos sujetos al esquema de calidad
6.3	Bases de datos
6.4	Reglamento para el reporte de eventos
6.4.1	Responsabilidad del reporte de información
6.4.2	Activos del STN a reportar
6.4.3	Información del reporte de eventos
6.4.4	Validación de la información
6.4.5	Plazos
6.5	Máximas horas anuales de indisponibilidad
6.6	Ajuste de máximas horas de indisponibilidad
6.7	Indisponibilidad de los activos de uso del STN
6.8	Estimación de la capacidad disponible
6.9	Eventos excluidos
6.10	Procedimiento para los mantenimientos mayores.
6.11	Activos que entran en operación comercial.
6.12	Valor de referencia para compensación
6.13	Remuneración en algunos casos de indisponibilidad
6.14	Compensaciones
6.14.1	Compensaciones por incumplimiento de las metas
6.14.2	Compensaciones por dejar no operativos otros activos o por energía no suministrada
6.14.3	Valor total a compensar
6.15	Informe sobre ENS
6.16	Zona excluida de CNE
6.16.1	Lista de zonas excluidas de CNE
6.16.2	Procedimiento para establecer zonas excluidas de CNE
6.17	Límite de los valores a compensar
CAPÍTULO 7.	CARGOS HORARIOS
CAPÍTULO 8.	VALORACIÓN DE ACTIVOS EXISTENTES
8.1	Valor de las UC
8.1.1	Subestaciones
8.1.2	UC de compensación
8.1.3	Centros de supervisión y maniobra
8.1.4	Líneas de transmisión
8.2	Áreas Típicas de las Unidades Constructivas de Subestaciones (ATUCS)

ANEXO GENERAL.

CAPÍTULO 1.

CÁLCULO DEL CARGO POR USO DEL STN.

El cargo por uso del STN se calculará de acuerdo con lo establecido a continuación.

1.1 Cargo por uso

El cargo por uso monomio del STN se calculará aplicando la siguiente expresión:

Donde:

Tm:	Cargo por uso monomio del STN para el mes m. ($/kWh)
IMTj,m:	Ingreso mensual del TN j, para el mes m, calculado de acuerdo con lo dispuesto en el numeral 1.2 de este anexo. ($)
PCPg,m-1:	Pago por concepto de conexión profunda que realiza el agente g, en el mes m-1. ($)
VTGp,m-1:	Valor total garantizado por la póliza o garantía p, que se hace efectiva en el mes m-1. De acuerdo con lo establecido en el artículo 11. ($)
DTCm:	Demanda total registrada por los comercializadores del SIN en el mes m, en cada una de sus fronteras comerciales, referida a 220 kV. (kWh)
n:	Número de TN en el STN.
ncp:	Número de agentes que realizan pagos por concepto de conexión profunda.
npe:	Número de pólizas o garantías que se hacen efectivas de acuerdo con los eventos de incumplimiento establecidos en la Resolución CREG 022 de 2001 y aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan.

Si para algún mes m, el valor de los saldos por las garantías ejecutadas supera la diferencia entre el ingreso mensual y los pagos por concepto de conexiones profundas, solo se tomará del saldo de garantías un valor igual a cero o uno que no disminuya el numerador más allá del 50% del valor calculado para el mismo numerador en el mes m-1. Los saldos pendientes de las garantías ejecutadas, junto con los ingresos o gastos financieros, se tendrán en cuenta para incluirlos en el cálculo del cargo por uso del mes siguiente.

1.2 Ingreso mensual

Para la liquidación del ingreso mensual de cada TN se tendrá en cuenta:

a) El ingreso mensual causado por unidades constructivas no construidas en desarrollo de los procesos de selección regulados por la CREG, el cual se calculará a partir del ingreso anual definido en el Capítulo 2 de este anexo;

b) El ingreso mensual causado por unidades constructivas asociadas con proyectos ejecutados como resultado de los procesos de selección de que tratan las Resoluciones CREG 022 de 2001 y 092 de 2002, o aquellas que las modifiquen o sustituyan;

c) Las compensaciones por variaciones en las características de calidad del servicio que excedan o superen los límites, en la forma definida en esta resolución.

Donde:

IMTj,m:	ngreso mensual del TN j, para el mes m. ($)
IATj:	Ingreso anual del TN j, calculado de acuerdo con lo previsto en el Capítulo 2 de este anexo. ($)
IEj,m:	Ingreso esperado de las convocatorias adjudicadas al TN j, para el mes m, calculado de acuerdo con lo establecido en las Resoluciones CREG 022 de 2001 y 092 de 2002, o aquellas que las modifiquen o sustituyan. ($)
VMCj,m:	Valor mensual a compensar por el TN j, calculado de acuerdo con lo previsto en el numeral 6.14.3 de este anexo. ($)
IPPm-1:	Índice de precios al productor total nacional para el mes m-1.
IPP0:	Índice de precios al productor total nacional para el mes de diciembre de 2014.

CAPÍTULO 2.

CÁLCULO DE LOS INGRESOS ANUALES.

Los ingresos anuales de los TN se determinan con base en la siguiente expresión:

Donde:

IATj,t:	Ingreso anual del TN j, en el año t.
IAAj,t:	Ingreso anual por inversión en activos, del TN j, en el año t, según lo establecido en el numeral 2.1.
IAAOMj,t:	Ingreso anual por gastos de AOM del TN j, en el año t, según lo establecido en el numeral 2.2.
IAINCj,t:	Ingreso anual por incentivos del TN j, en el año t, según lo establecido en el numeral 2.3.
OIj:	Otros Ingresos por la explotación de los activos remunerados mediante cargos por uso en actividades distintas a la de transmisión de energía eléctrica. Este valor corresponde al 33% del valor de los ingresos por este concepto durante el año que finaliza en la fecha de corte. En caso de que el TN no reporte dicho valor, se tomará el 50% del valor más alto reportado por los TN.

2.1 Ingreso anual por inversión en activos (IAA)

Los ingresos anuales asociados con la infraestructura utilizada para la prestación del servicio se determinan con base en la siguiente información:

a) El inventario de activos aprobado para la aplicación de la metodología de remuneración de la Resolución CREG 011 de 2009, clasificado de acuerdo con las unidades constructivas aprobadas en esa misma resolución;

b) El inventario de activos de los planes de inversión aprobados al TN, reportados con base en las UC definidas en la presente resolución;

c) Los activos representados por el TN cuyo valor no debe incluirse en el cálculo de los cargos en los términos del artículo 87 numeral 87.9 de la Ley 142 de 1994, o la que la modifique o sustituya;

d) Los activos del plan de inversiones cuyo valor no debe incluirse en el cálculo de los cargos en los términos del artículo 87 numeral 87.9 de la Ley 142 de 1994, o la que la modifique o sustituya;

e) El inventario de activos a retirar, clasificado según el listado de UC del Capítulo 8, de acuerdo con el plan de reposición de activos presentado por el TN a la CREG en la solicitud de ingresos;

f) El costo de los activos a la fecha de corte se establecerá con base en la valoración del Capítulo 8;

g) El costo de los activos incluidos en el plan de inversiones se establecerá con base en la valoración de las UC del Capítulo 4;

h) El costo de los terrenos asociados a las nuevas subestaciones reportadas por el TN a la CREG en la solicitud de ingresos, indicando para cada terreno su área, en m₂, y el valor catastral total, en pesos de diciembre de 2014;

i) Se considerarán los activos incluidos en el inventario del TN conforme a la metodología prevista en la Resolución CREG 011 de 2009, que se encuentren en operación a la fecha de presentación de la nueva solicitud de aprobación de ingresos y las actualizaciones aprobadas por la Comisión en cumplimiento de esa misma resolución.

El ingreso anual para cada TN se determina de conformidad con la siguiente expresión:

Donde:

IAAj,t:	Ingreso anual por inversión del TN j, en el año t.
BRAj,t:	Base regulatoria de activos del TN j, en el año t.
r:	Tasa de retorno reconocida para la actividad de transmisión de energía eléctrica, para un esquema de ingreso máximo.
RCj,t:	Recuperación reconocida de capital para los activos remunerados en la base regulatoria del TN j, en el año t, calculada según lo definido en el numeral 2.1.4.
BRTj,t:	Base regulatoria de terrenos del TN j, en el año t, calculada según lo establecido en el numeral 2.1.5.

2.1.1 Base regulatoria de activos

La base regulatoria de activos de los TN se determina con base en la siguiente expresión:

Donde:

BRAj,t:	Base regulatoria de activos del TN j, en el año t.
BRAEj,t:	Base regulatoria de activos eléctricos del TN j, en el año t, según lo establecido en el numeral 2.1.2.
BRANEj,t:	Base regulatoria de activos no eléctricos del TN j, en el año t, según lo establecido en el numeral 2.1.3.

2.1.2 Base regulatoria de activos eléctricos

La base regulatoria de activos eléctricos de los TN se determina con base en la siguiente expresión:

Donde:

BRAEj,t:	Base regulatoria de activos eléctricos del TN j, en el año t.
RCj,t:	Recuperación reconocida de capital para los activos remunerados en la base regulatoria del TN j, en el año t, según lo establecido en el numeral 2.1.4.
BRAENj,t:	Base regulatoria de activos eléctricos nuevos del TN j, en el año t, según lo establecido en los numerales 2.1.2.3 y 2.1.2.4.
BRAFOj,t:	Base regulatoria de activos eléctricos fuera de operación del TN j, en el año t, según lo establecido en el numeral 2.1.2.5.

Para el primer año del periodo tarifario, la variable BRAE_j,t1 se calcula de acuerdo con lo establecido en los numerales 2.1.2.1.

2.1.2.1 Base regulatoria de activos eléctricos al inicio del periodo tarifario

La base regulatoria de activos eléctricos al inicio del periodo tarifario, t-1 = 0, se determina de la siguiente forma:

Donde:

BRAEj,0:	Base regulatoria de activos eléctricos del TN j, en el año t-1 = 0
CREj:	Corresponde al costo de reposición de la inversión, aprobado al TN j en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 011 de 2009, descontando el costo de los activos que no se deben incluir en el cálculo de la tarifa de acuerdo con lo dispuesto en el numeral 87.9 de la Ley 142 de 1994.
FAj:	Factor de ajuste que considera la antigüedad y el cambio de modelo de remuneración de los activos del TN j, de acuerdo con lo establecido en el numeral 2.1.2.2.
FI:	Factor de indexación de los precios de diciembre de 2008 a la fecha de corte.

2.1.2.2 Factor de ajuste de la base regulatoria inicial de activos

En la Tabla 1 se presenta el factor de ajuste de la BRA inicial de los activos de media y alta tensión.

Tabla 1 Factor de ajuste de activos de media y alta tensión

ANTIGÜEDAD PROMEDIO [años]	FACTOR AJUSTE, FAj,n	ANTIGÜEDAD PROMEDIO [años]	FACTOR AJUSTE, FAj,n
0	1,000	18	0,862
1	0,997	19	0,843
2	0,994	20	0,823
3	0,991	21	0,800
4	0,988	22	0,774
5	0,984	23	0,746
6	0,979	24	0,714
7	0,974	25	0,678
8	0,969	26	0,639
9	0,962	27	0,595
10	0,955	28	0,545
11	0,948	29	0,490
12	0,939	30	0,429
13	0,929	31	0,361
14	0,919	32	0,285
15	0,907	33	0,200
16	0,893	34	0,105
17	0,879	35	0,000

La antigüedad promedio ponderada corresponde a la antigüedad de la totalidad de los activos, ponderada por la valoración obtenida con las UC descritas en el Capítulo 8.

A cada nivel de antigüedad promedio ponderada se le asocia un factor de ajuste de la BRA inicial, el cual considera la antigüedad media de los activos y el ajuste por cambio de modelo de remuneración.

Los TN deben entregar un estudio en el cual se determine la antigüedad promedio ponderada de los activos de su sistema para cada nivel de tensión. Los lineamientos y metodologías para la definición de esta variable serán publicados en circular aparte.

En caso de que el TN no presente el estudio o mientras lo presenta, el valor de referencia utilizado es 25 años de antigüedad promedio ponderada.

2.1.2.3 Base regulatoria de activos eléctricos nuevos para empresas con plan de inversiones aprobado

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

Donde:

IEj,t:	Inversiones en expansiones, clasificadas como ampliaciones de acuerdo con la regulación vigente, del TN j, en el año t.
IRj,t:	Inversiones en reposición de activos del TN j, en el año t.
ITj,t:	Inversiones en tecnología del TN j, en el año t.

2.1.2.3.1 Plan de inversiones en expansión

El valor correspondiente a las inversiones en expansión, clasificadas como ampliaciones de acuerdo con la regulación vigente, se establece de la siguiente forma:

Donde:

IEj,t:	Inversiones en expansión de activos del TN j, en el año t.
IPEj,t:	Inversiones aprobadas en expansión de activos del TN j, en el año t.
IPEj,t-1:	Inversiones aprobadas en expansión de activos del TN j, en el año t1. Para el primer año del periodo tarifario este valor es igual a cero.
IEEj,t-1:	Inversiones ejecutadas en expansión de activos del TN j, en el año t-1. Para el primer año del periodo tarifario este valor es igual a cero.

La variable IEE_j,t-1 puede tomar un valor hasta de 1,03 veces el valor aprobado para el año t-1.

2.1.2.3.2 Plan de inversiones en reposición

El valor correspondiente a las inversiones en reposición de activos se establece de la siguiente forma:

Donde:

IRj,t:	Inversiones en reposición de activos del TN j, en el año t.
IPRj,t:	Inversiones aprobadas en reposición de activos del TN j, en el año t.
IPRj,t-1:	Inversiones aprobadas en reposición de activos del TN j, en el año t1. Para el primer año del periodo tarifario este valor es igual a cero.
IERj,t-1:	Inversiones ejecutadas en reposición de activos del TN j, en el año t-1. Para el primer año del periodo tarifario este valor es igual a cero.

La variable IER_j,t-1 puede tomar un valor hasta de 1,03 veces el valor aprobado para el año t-1.

2.1.2.3.3 Plan de inversiones en tecnología

El valor correspondiente a las inversiones en tecnología se establece de la siguiente forma:

Donde:

IPj,t:	Inversiones en tecnología del TN j, en el año t.
IPTj,t:	Inversiones aprobadas en tecnología del TN j, en el año t.
IPTj,t-1:	Inversiones aprobadas en tecnología del TN j, en el año t-1. Para el primer año del periodo tarifario este valor es igual a cero.
IETj,t-1:	Inversiones ejecutadas en tecnología del TN j, en el año t-1. Para el primer año del periodo tarifario este valor es igual a cero.

La variable IET_j,t-1 puede tomar un valor hasta de 1,03 veces el valor aprobado para el año t-1.

2.1.2.4 Base regulatoria de activos eléctricos nuevos para empresas sin plan de inversiones aprobado

La base regulatoria de activos nuevos para el TN al que no se le aprueba el plan de inversiones o que no lo presente, en la fecha indicada o con las condiciones establecidas en esta resolución, se calcula de la siguiente manera:

Donde:

BRAEj,0:	Base regulatoria inicial de activos eléctricos del TN j, en el año t.
PIRj:	Porcentaje de inversiones de referencia del TN j. Se asume igual a 1%.

2.1.2.5 Activos fuera de operación

En concordancia con los planes de reposición de activos, los TN deberán presentar la relación de activos incluidos en la base regulatoria inicial de activos que quedarán fuera de operación durante cada año del periodo tarifario.

Los activos que quedarán fuera de servicio deben estar asimilados a unidades constructivas y se deben señalar las causas de la salida de operación:

a) Reemplazo por antigüedad;

b) Reemplazo por ampliación de la capacidad del activo;

c) Reemplazo por renovación tecnológica;

d) Reemplazo por otras causas, indicando la causa.

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

Donde:

BRAFOj,t:	Base regulatoria de activos eléctricos que salen de operación del TN j, en el año t.
NFOj,t:	Número total de UC, incluidas en la base regulatoria inicial de activos del TN j, que salen de operación en el año t.
BRARi,j:	Valor de la UC i reconocido en la base regulatoria inicial de activos eléctricos del TN j.
t:	Años transcurridos desde la aplicación de la presente resolución. Para el primer año de aplicación este valor corresponde a 1, el valor máximo de t es igual a VURj.
VURj:	Vida útil remanente para los activos incluidos en la base regulatoria inicial de activos del TN j. Corresponde a 20 años.

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

Donde:

CRi:	Valor reconocido para la UC i, en la base regulatoria de activos del TN j.
PUi,j:	Porcentaje del costo total de la UC i reconocido al TN j, incluido en la base regulatoria inicial de activos.
RPPi:	Fracción de la UC i no incluida en la base regulatoria de activos de acuerdo con lo dispuesto en el numeral 87.9 de la Ley 142 de 1994.
FAj:	Factor de ajuste calculado de acuerdo con lo establecido en el numeral 2.1.2.2.

2.1.3 Base regulatoria de activos no eléctricos

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

Donde:

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

2.1.4 Recuperación reconocida de capital

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

Donde:

RCj,t:	Recuperación reconocida de capital para los activos remunerados en la base regulatoria del TN j, en el año t.
RCBIAj,t:	Recuperación reconocida de capital para los activos incluidos en la base regulatoria inicial de activos del TN j, en el año t.
RCNAj,t:	Recuperación reconocida de capital, en el año t, para los activos del TN j que entraron en operación a partir de la fecha de corte.

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

Donde:

BRAEj,0:	Base regulatoria de activos eléctricos del TN j, en el año t = 0
VURj:	Vida útil remanente para los activos incluidos en la base regulatoria inicial de activos del TN j. Corresponde a 20 años.

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

Donde:

T:	Años de aplicación de la metodología definida en esta resolución.
BRAENj,t:	Base regulatoria de activos eléctricos nuevos del TN j, en el año t.
VURNj:	Vida útil regulatoria aplicada a los activos nuevos. Corresponde a 45 años.

2.1.5 Base regulatoria de terrenos

Donde:

BRTj,t:	Base regulatoria de terrenos del TN j, en el año t.
R:	Porcentaje anual reconocido sobre del valor de los terrenos, es igual a 6,9%.
NSj,t:	Número total de UC de subestaciones del TN j, para el año t, sobre las cuales se reconocen áreas de terrenos.
ATi:	Área típica reconocida a la UC i en m2, según lo establecido en el Capítulo 4.
PUj,i:	Porcentaje del costo total de la UC i que es remunerado vía cargos por uso al TN j.
RPPj,i:	Fracción que no se debe incluir en el cálculo de la tarifa de acuerdo con lo dispuesto en el numeral 87.9 de la Ley 142 de 1994.
VCTi:	Valor catastral del terreno correspondiente a la subestación en la cual se encuentra la UC i, en $/m2 de la fecha de corte.

2.2 Ingreso anual por AOM, IAAOM

El valor del ingreso anual de referencia por gastos AOM para cada TN será:

IAAOMj,t:	Ingreso anual por concepto de AOM del TN j, para el año t, expresado en pesos de la fecha de corte.
AOMbasej,t:	Valor del AOM base del TN j, para el año t, calculado de acuerdo con lo previsto en el numeral 5.1, expresado en pesos de la fecha de corte.
AOMNIj,t:	Valor del AOM para nuevas inversiones, diferentes a reposición, del TN j, para el año t, calculado de acuerdo con lo previsto en el numeral 5.1.3, expresado en pesos de la fecha de corte.

2.3 Ingreso anual por incentivos (IAINC)

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

Donde:

IAINCj,t:	Ingreso anual por incentivos del TN j, en el año t.
INCINVj,t:	Ingreso anual por incentivos asociados con la eficiencia en las inversiones del TN j, en el año t. según lo establecido en el numeral 2.3.1.
INCAOMj,t:	Ingreso anual por incentivos asociados con la eficiencia en AOM del TN j, en el año t.

2.3.1 Incentivos asociados con el plan de inversiones

Los incentivos asociados con la eficiencia en la ejecución de los planes de inversión solamente aplican para los TN que cuenten con un plan de inversiones aprobado por la Comisión y se calcula de la siguiente manera:

Donde:

INCINVj,t:	Ingreso anual por incentivos asociados con la eficiencia en las inversiones del TN j, en el año t.
INVRj,t-1:	Inversiones de referencia del TN j, para el año t-1, valor en pesos de la fecha de corte.
INCAI j,t-1:	Incentivo alcanzado en inversiones en el año t-1.

La variable INVR_j,t-1 se calcula con la siguiente fórmula:

Donde:

IEj,t-1:	Inversiones en expansión del TN j, en el año t-1, cuando de acuerdo con la regulación se puedan ejecutar mediante ampliaciones. Corresponde al valor de los proyectos de expansión valorados con las UC definidas en el Capítulo 4.
IRj,t-1:	Inversiones en reposición de activos del TN j, en el año t-1. Corresponde al valor de los proyectos de reposición valorados con las UC definidas en el Capítulo 4.

La variable INCAI _j,t-1 se calcula con la siguiente expresión:

Donde:

NIEJj,t-1:	Nivel de inversiones ejecutadas durante el año t-1, calculado según el numeral 2.3.1.2.
NIDEj,t-1:	Nivel declarado de inversiones por el TN j para el año t-1, calculado según el numeral 2.3.1.1.
IAI:	Incentivo de información que de acuerdo con el nivel de inversiones declarado y el nivel de inversiones ejecutado toma los siguientes valores:

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

2.3.1.1 Nivel declarado de inversiones del TN

El nivel de inversiones del TN se calcula con base en la siguiente expresión:

Donde:

INVDEj,t-1:	Valor de inversiones declaradas por el TN j, para el año t-1, en pesos de la fecha de corte.
INVRj,t-1:	Valor de las inversiones de referencia del TN j, para el año t-1, en pesos de la fecha de corte. Según lo definido en el numeral 2.3.1.

La variable INVDE_j,t-1 se calcula así:

Donde:

IEDEj,t-1:	Inversiones en expansión de activos declaradas por el TN j, en el año t-1, corresponde al valor de los proyectos de expansión con la valoración del TN.
IRDEj,t-1:	Inversiones en reposición de activos declaradas por el TN j, en el año t-1, corresponde al valor de los proyectos de reposición con la valoración del TN.

2.3.1.2 Nivel de inversiones ejecutadas

El nivel de inversiones ejecutadas, NIEJ_j,t-1, por el TN durante el año t-1 se calcula de la siguiente manera:

Donde:

INVEJj,t-1:	Valor de las inversiones ejecutadas por el TN j, durante el año t-1, en pesos de la fecha de corte.
INVRj,t-1:	Valor de las inversiones de referencia del TN j, para el año t-1, en pesos de la fecha de corte.

Como soporte de las inversiones ejecutadas, el TN deberá presentar un informe en el cual se relacione el valor ejecutado para cada uno de los proyectos del plan de inversiones aprobado, este informe debe incluir los soportes de ejecución y la relación de las cuentas del PUC y de la contabilidad de las empresas en las cuales se incluyen estas inversiones.

2.3.2 Incentivos asociados con AOM

Los incentivos asociados con la eficiencia en los gastos de administración, operación y mantenimiento aplican para los TN que cuenten con un plan de inversiones aprobado por la Comisión y se calcula de la siguiente manera:

Donde:

INCAOMj,t:	Ingreso anual por incentivos asociados con la eficiencia en AOM, del TN j, para el año t.
AOMRj,t-1:	AOM de referencia del TN j, para el año t-1, valor en pesos de la fecha de corte. Este valor corresponde a la variable IAAOMj,t calculada de acuerdo con lo señalado en el numeral 2.2.
INCAGj,t-1:	Incentivo alcanzado en el año t-1, se calcula con la siguiente expresión:

Donde:

NGEJj,t-1:	Nivel de gastos ejecutados durante el año t-1, calculado según el numeral 2.3.2.2.
NGDEj,t-1:	Nivel de gastos declarado por el TN para el año t-1.
IAIj,t:	Incentivo de información que de acuerdo con el nivel de gastos declarado y el nivel de gastos ejecutado toma los siguientes valores:

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

2.3.2.1 Nivel declarado de gastos del TN

El nivel declarado de gastos del TN se calcula con base en la siguiente expresión:

Donde:

AOMDEj,t-1:	Valor de los gastos declarados por el TN j, para el año t-1, en pesos de la fecha de corte.
AOMRj,t-1:	Valor de los gastos de referencia del TN j, para el año t-1, en pesos de la fecha de corte.

2.3.2.2 Nivel de gastos ejecutados

El nivel de gastos ejecutados, NGEJ_j,t, por el TN durante el año t se calcula de la siguiente manera:

Donde:

AOMEJj,t-1:	Valor de los gastos de AOM ejecutados por el TN j, durante el año t1, en pesos de la fecha de corte.
AOMRj,t-1:	Valor de los gastos de AOM de referencia del TN j, para el año t-1, en pesos de la fecha de corte.

Como soporte de los gastos ejecutados, el TN deberá presentar un informe en el cual se relacione el valor de gastos de AOM ejecutado, este informe debe incluir los soportes de ejecución y la relación de las cuentas del PUC o de la contabilidad de la empresa en las cuales se incluyen estos gastos.

CAPÍTULO 3.

PLANES DE INVERSIÓN.

Los transmisores nacionales deben presentar el plan de inversión para el periodo tarifario considerando tres categorías de inversión: expansión, reposición y renovación tecnológica.

El TN debe asignar cada uno de los proyectos de inversión a las categorías señaladas anteriormente.

3.1 Criterios generales

Los criterios generales para la formulación y presentación del plan de inversión son los siguientes:

a) En los planes de inversión se deben analizar, cuantificar y valorar las necesidades de los usuarios y del STN. Así como las diferentes alternativas analizadas para la solución de las necesidades identificadas;

b) El horizonte de planeación de los planes de inversión es de largo plazo (diez años) y los proyectos de inversión incluidos en la solicitud deben corresponder a aquellos en un horizonte de mediano plazo (cinco años);

c) Todos los proyectos incluidos en los planes deben permitir el cumplimiento de las metas propuestas por los TN en los horizontes de planeación señalados;

d) Las metas definidas por los TN para la expansión, reposición y renovación tecnológica deben ser alcanzables en el horizonte de tiempo del plan y deben corresponder con la situación actual y futura del STN;

e) Los planes deben ser flexibles y adaptables a la evolución del mercado, además deben considerar los riesgos potenciales y las acciones para mitigarlos;

f) El plan de inversión debe identificar y valorar los beneficios esperados y los costos asociados;

g) Todos los proyectos deben tener con una relación beneficio/costo superior a uno;

h) Los planes deben ser económicamente eficientes y conducir a garantizar la prestación del servicio al menor costo económico en el mediano y largo plazo;

i) Los proyectos de renovación tecnológica deben considerar el criterio de adaptabilidad establecido en la Ley 143 de 1994, por lo que estas inversiones, que incorporen los avances de la ciencia y de la tecnología, deben aportar una mayor calidad y eficiencia en la prestación del servicio al menor costo económico;

j) Cumplir los requisitos establecidos para los planes de expansión de la Resolución CREG 025 de 1995 o aquella que la adicione, modifique o sustituya. Las expansiones a incluir son solo aquellas consideradas como ampliaciones en la Resolución CREG 022 de 2001 o aquella que la adicione, modifique o sustituya;

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

l) Las inversiones deben incluir únicamente activos de uso;

m) El plan debe identificar, cuantificar y excluir de la valoración los proyectos, bienes o derechos que no deban incluirse en el cálculo de las tarifas en los términos del artículo 87 numeral 87.9 de la Ley 142 de 1994, en los términos que haya sido modificado por norma posterior;

n) El TN debe incluir en el plan de inversión los activos necesarios para la implementación y certificación de un sistema de gestión de activos acorde con la norma ISO 55001 en un plazo de 4 años contados a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución.

3.2 Presentación de los planes de inversión

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

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

b) Presentación de un plan de inversiones, con un horizonte de cuatro (4) años, dentro de los 6 a 12 meses siguientes a la expedición de esta resolución. En este caso, la BRAEN_j,1 se calcula de acuerdo con lo establecido en el numeral 2.1.2.4.

El TN en su solicitud de cargos debe indicar a cuál mecanismo se acoge.

3.3 Contenido de los planes de inversión

Los TN deben presentar un plan de inversiones para el periodo tarifario indicando para cada año los proyectos de inversión que se acometerán. Los proyectos deben agruparse en las categorías de inversión en expansión y reposición de activos. Adicionalmente la empresa puede presentar proyectos asociados a la incorporación de nuevas tecnologías en el STN.

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

Los planes deben estar adecuadamente justificados y deben contener análisis de beneficio/costo y eficiencia de las inversiones realizadas.

Los planes de inversión deben contener como mínimo, la información solicitada a continuación y la requerida en los formatos que la Comisión defina, en circular aparte, para la presentación del plan.

3.3.1 Plan de inversiones en expansión

El TN debe presentar los proyectos en expansión dentro del plan de inversión de acuerdo con los siguientes lineamientos:

a) Se deben incluir los proyectos de expansión considerados como ampliaciones en la Resolución CREG 022 de 2001 o aquella que la adicione, modifique o sustituya;

b) Los proyectos de inversión deben ser acordes con los requerimientos de política pública, el Plan Indicativo de Expansión de Cobertura de Energía Eléctrica (PIEC), y el Plan de Referencia de Generación-Transmisión;

c) Los proyectos de inversión deben asociarse a los escenarios de crecimiento de la demanda e identificar cuales proyectos pueden ser pospuestos o adelantados si las proyecciones de demanda son reajustadas;

d) Solo se remuneran aquellos activos que hayan sido recomendados por la Unidad de Planeación Minero-Energética;

e) El TN debe clasificar los proyectos con fechas de entrada en un periodo menor a dos años, entre dos y cuatro años y más de cuatro años.

El plan de inversión en expansión del STN debe incluir, como mínimo, la siguiente información:

f) Características y condiciones del STN a la fecha de presentación del plan de inversión. Se deben indicar como mínimo: infraestructura empleada, demanda de energía, condiciones de cargabilidad, pérdidas de energía y demás que permitan caracterizar el proyecto;

g) Los criterios técnicos y consideraciones ambientales empleados;

h) Los riesgos y externalidades identificadas;

i) Descripción de la metodología de planeación y priorización de proyectos de inversión;

j) Identificación, descripción y valoración de las inversiones asociadas al cumplimiento de los planes de ordenamiento territorial;

k) Inventario de cada proyecto asimilado a las unidades constructivas definidas por la Comisión, en el formato definido por la Comisión para tal fin;

l) Valoración de cada proyecto con las unidades constructivas definidas en el Capítulo 4;

m) Costos del proyecto asociados con actividades o elementos que no se encuentren definidos en las unidades constructivas o en la metodología definida por la Comisión;

n) Costo total del grupo de proyectos de inversión en expansión, su impacto en el costo de prestación del servicio y como porcentaje de la BRA;

o) Costos de administración, operación y mantenimiento, AOM, adicionales asociados con cada proyecto;

p) Costos totales de AOM asociados con los proyectos de inversión de la categoría expansión.

La información debe ser suministrada de acuerdo con los formatos que la Comisión establezca en circular aparte.

3.3.2 Plan de inversiones en reposición

El TN debe presentar los proyectos en reposición de activos dentro del plan de inversión de acuerdo con los siguientes lineamientos:

a) Los proyectos de inversión deben estar orientados a la reposición eficiente de activos con el objetivo de asegurar la confiabilidad y seguridad en la prestación del servicio;

b) En el plan se deben identificar los activos que por su estado y antigüedad requieren ser reemplazados durante el periodo tarifario;

c) El TN debe clasificar los activos de las subestaciones en activos que requieran ser reemplazados en un periodo menor a dos años, entre dos y cuatro años y más de cuatro años;

d) En el caso de los activos de líneas, el TN debe clasificar los circuitos que requieren reposición en conductores, apoyos o elementos en un periodo menor a dos años, entre dos y cuatro años y más de cuatro años;

e) En el caso de elementos de control del STN el TN debe presentar un plan de reposición de acuerdo con el estado tecnológico de sus equipos;

f) Las empresas deben priorizar los proyectos de reposición de activos considerando la antigüedad de los activos, la carga asociada al activo o conjunto de activos, la vulnerabilidad del sistema ante fallas de los activos, los ahorros en costos de operación y mantenimiento, entre otros;

g) Para cada uno de los proyectos de reposición el TN debe cuantificar y justificar la reducción de costos de operación y mantenimiento asociada al proyecto.

Los proyectos del plan de inversión en la categoría de reposición de activos deben incluir, como mínimo, la siguiente información:

h) Descripción de cada uno de los proyectos a ejecutar durante cada año del periodo tarifario;

i) Inventario de cada proyecto asimilado a las unidades constructivas definidas por la Comisión;

j) Valoración del proyecto con las unidades constructivas definidas en Capítulo 4;

k) Costos del proyecto por actividades o elementos que no se encuentren definidos en las unidades constructivas o en la metodología definida por la Comisión;

l) Costo total de cada proyecto;

m) Costo total del grupo de proyectos de inversión en reposición, su impacto en el costo de prestación del servicio y como porcentaje de la BRA;

n) Beneficios en reducción de costos de AOM por la reposición de los activos por proyecto;

o) Beneficios totales en reducción de costos de AOM por la reposición de activos en el sistema del TN.

La información debe ser suministrada de acuerdo con los formatos que la Comisión establezca en circular aparte.

3.3.3 Plan de inversiones en renovación tecnológica

Los TN podrán presentar proyectos de inversión para la incorporación de nuevas tecnologías en el STN, que permitan entre otras optimizar la operación del sistema, reducir costos de operación y mantenimiento, mejor aprovechamiento del sistema, la realización de pruebas piloto para la apropiación tecnológica, adaptación e incorporación de nuevas tecnologías para la prestación del servicio, etc.

El valor de estos planes no puede ser superior al 10% del total del plan de inversiones.

Para cada proyecto se deben presentar los costos y los beneficios estimados en reducción de gastos operativos, mejoramiento de la calidad del servicio, gestión de la red.

Los proyectos deben tener un análisis de mediano y largo plazo en el cual se compruebe que los beneficios son mayores que los costos del proyecto.

3.4 Aprobación de los planes de inversión

Para la aprobación de los planes de inversión se realizaran como mínimo los siguientes pasos:

a) Revisión de la información básica solicitada en los formatos requeridos;

b) Revisión de los análisis beneficio/costo de los proyectos incluidos en los planes de inversión de las empresas;

c) Revisión del costo total del plan de inversión y su comparación con el valor máximo permitido;

d) Revisión de las metas de ejecución propuestas para los diferentes planes de inversión;

e) El TN deberá presentar a la Comisión el plan de inversiones y la justificación y razonabilidad del mismo;

f) La Comisión podrá contratar firmas especializadas para dar concepto sobre los razonabilidad de los planes de inversión presentados;

g) Los demás necesarios para dar cumplimiento a lo establecido en esta resolución.

El valor total del plan de inversión anual de un TN no podrá superar el cuatro por ciento (4%) de la BRA inicial estimada.

Cuando el plan de inversiones no sea aprobado, la Comisión solicitará al TN la revisión del mismo y el TN debe presentar su plan ajustado en los términos establecidos en el literal b) del numeral 3.2.

En caso de que el plan de inversiones no sea aprobado, la variable BRAEN_j,t se calculará de acuerdo con lo establecido en el numeral 2.1.2.4 para el primer año del periodo tarifario.

3.5. Seguimiento de los planes de inversión

El seguimiento de la ejecución del plan de inversión se realizará considerando como mínimo los siguientes lineamientos:

a) Anualmente el TN deberá presentar un informe sobre la ejecución del plan de inversión en el cual se presente el avance de cada uno de los proyectos y los ajustes realizados. El formato y contenido mínimo del informe serán definidos por la Comisión en circular aparte;

b) El informe debe ser enviado a la Comisión y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD, antes del último día hábil del mes de marzo de cada año. El informe también debe ser publicado en la página web del transmisor nacional;

c) De igual forma, anualmente se verificarán los indicadores de ejecución de los planes de inversión con base en la información presentada por los TN al SUI y a la CREG;

d) Cada dos años los TN deberán contratar la ejecución de una verificación de la ejecución del plan de inversión. Las verificaciones emplearán los reportes anuales y visitas en campo para corroborar el cumplimento de las metas establecidas;

e) Las firmas serán seleccionadas de una lista que la Comisión establezca para tal fin y contratadas por el TN empleando un mecanismo de libre concurrencia. Las reglas para la realización de la verificación serán establecidas en resolución posterior;

f) El costo de las verificaciones se reconocerá en los gastos de administración, operación y mantenimiento de los TN;

g) Cuando de las verificaciones se concluya que los proyectos de inversión no se han ejecutado de acuerdo con lo reportado, los ingresos se ajustarán independientemente de las acciones que adelante la SSPD dentro de sus competencias;

h) La Comisión podrá solicitar la realización de verificaciones extraordinarias o contratar las que considere necesarias.

3.6 Ajuste de los planes de inversión

Los planes de inversión pueden ser ajustados por una sola vez durante el periodo tarifario. Los lineamientos para la realización de los ajustes al plan de inversión son los siguientes:

a) La solicitud de realización del ajuste del plan deberá realizarse entre los 24 y 36 meses siguientes a la aprobación de los ingresos respectivos;

b) La empresa podrá solicitar el ajuste del plan de inversión para el periodo tarifario restante siempre y cuando la modificación no conduzca a superar el 4% del valor de la BRA inicial estimada;

c) Para la revisión de la solicitud la Comisión seguirá los pasos establecidos en el numeral 3.4;

d) La Comisión podrá solicitar al TN la evaluación de la viabilidad de la ejecución del plan de inversión aprobado cuando la demanda de energía del SIN, no crezca o se reduzca en 3 trimestres consecutivos.

No obstante, y en concordancia con lo establecido en el artículo 6o, podrá haber ajustes adicionales a lo establecido en este numeral cuando el TN deba incluir en su plan de inversiones proyectos de ampliación que identifique la UPME con posterioridad a la presentación del plan ante la CREG.

3.7 Publicidad y difusión de los planes de inversión

El TN deberá adelantar una estrategia de comunicación a los usuarios para difundir el plan de inversión, la metas de expansión, reposición y de renovación tecnología a los usuarios del STN. La estrategia como mínimo deberá incluir:

a) Elaboración de un informe anual, en lenguaje sencillo, con las metas, inversiones, indicadores y nivel de ejecución del plan de inversión para los usuarios del STN. El informe deberá ser publicado en la página web del TN antes del último día hábil del mes de marzo de cada año;

b) Desarrollo y mantenimiento de un micrositio web con la información asociada a la ejecución del plan de inversión;

c) Publicación anual en un diario de amplia circulación a nivel nacional de un resumen con las metas propuestas y el avance en la ejecución de los proyectos de inversión.

La Comisión, en circular aparte, establecerá el contenido mínimo del informe anual a los usuarios, así como la información que debe ser publicada en el micrositio web y en la publicación en el diario, mencionados en este numeral.

CAPÍTULO 4.

UNIDADES CONSTRUCTIVAS.

En este anexo se definen las unidades constructivas, UC, del STN a utilizar en el cálculo de la remuneración de la actividad de transmisión y las áreas típicas asociadas a las UC de subestaciones. Las UC definidas para el nivel de tensión de 230 kV aplican igualmente para el nivel de tensión de 220 kV. Los valores de las UC están en miles de pesos de diciembre de 2012.

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

Para las líneas se definen unidades constructivas para los apoyos y en forma separada para los conductores, cables de guarda y puesta a tierra. Por lo tanto cuando se reporte la información de los activos se debe anexar la georreferenciación de cada estructura o apoyo.

Tabla 2. Configuraciones de Subestaciones

Tabla 3 Unidades constructivas de subestaciones de 500 kV

UC	Descripción	Valor ($ /dic. 12)
SE503	Bahía de línea configuración IM	2.334.289.252
SE504	Bahía de transformador configuración IM	2.293.326.408
SE505	Corte central configuración IM	1.545.491.086
SE506	Bahía de acople configuración DBB	1.556.255.852
SE507	Módulo de barraje - tipo 1 configuración DBB	641.143.878
SE508	Módulo de barraje - tipo 1 configuración IM	982.206.644
SE509	Módulo de barraje - tipo 2 configuración DBB	1.154.315.292
SE510	Módulo de barraje - tipo 2 configuración IM	825.587.598
SE513	Módulo común - tipo 1 convencional cualquier configuración	2.140.314.060
SE514	Módulo común - tipo 2 convencional cualquier configuración	3.192.069.500
SE515	Bahía de línea configuración DBB	2.786.105.875
SE516	Bahía de transformador configuración DBB	2.720.070.610
SE517	Bahía de línea configuración DB	2.488.628.064
SE518	Bahía de transformador configuración DB	2.452.959.026
SE519	Módulo de barraje - tipo 1 configuración DB	717.917.527
SE520	Módulo de barraje - tipo 2 configuración DB	818.385.894
SE521	Bahía de compensación paralela en línea fija - cualquier configuración - tipo convencional	1.064.712.638
SE522	Bahía de compensación paralela en línea maniobrable - cualquier configuración - tipo convencional	1.881.132.960

Tabla 4 Unidades constructivas de subestaciones de 230 kV

UC	Descripción	Valor ($ dic/12)
SE201	Bahía de línea - configuración barra sencilla - tipo convencional	578.456.489
SE202	Bahía de transformador - configuración barra sencilla - tipo convencional	487.364.508
SE203	Bahía de línea - configuración barra principal y transferencia - tipo convencional	719.281.747
SE204	Bahía de transformador - configuración barra principal y transferencia - tipo convencional	664.266.023
SE205	Bahía de línea - configuración barra doble - tipo convencional	682.194.949
SE206	Bahía de transformador - configuración barra doble - tipo convencional	627.065.250
SE207	Bahía de línea - configuración barra doble con seccionador de transferencia - tipo convencional	865.733.106
SE208	Bahía de transformador - configuración barra doble con seccionador de transferencia - tipo convencional	810.717.382
SE209	Bahía de línea - configuración barra doble con by pass - tipo convencional	815.127.387
SE210	Bahía de transformador - configuración barra doble con by pass - tipo convencional	760.111.663
SE211	Bahía de línea - configuración interruptor y medio - tipo convencional	702.003.326
SE212	Bahía de transformador - configuración interruptor y medio - tipo convencional	701.790.912
SE213	Bahía de línea - configuración en anillo - tipo convencional	670.346.139
SE214	Bahía de transformador - configuración en anillo - tipo convencional	615.444.390
SE215	Bahía de línea - configuración barra doble - tipo encapsulada (SF6)	2.697.041.532
SE216	Bahía de transformador - configuración barra doble - tipo encapsulada(SF6)	2.661.096.596
SE217	Bahía de línea - configuración doble barra con seccionador de transferencia - tipo encapsulada (SF6)	2.821.554.153
SE218	Bahía de transformador - configuración doble barra con seccionador de transferencia - tipo encapsulada(SF6)	2.821.554.153
SE219	Corte central configuración interruptor y medio - tipo convencional	480.168.513
SE220	Bahía de transferencia configuración barra principal y transferencia - tipo convencional	367.526.151
SE222	Bahía de acople configuraciones con doble barra	542.944.218
SE225	Bahía de seccionamiento configuraciones con doble barra	360.492.265
SE229	Módulo de barraje tipo 1 - configuración barra sencilla - tipo convencional	123.288.718
SE231	Módulo de barraje tipo 1 - configuración barra doble con seccionador de transferencia - tipo convencional	167.219.492
SE236	Módulo de barraje tipo 2 - configuración barra doble con seccionador de transferencia - tipo convencional	257.325.336
SE237	Módulo de barraje tipo 2 - configuración interruptor y medio - tipo convencional	240.783.225
SE244	Bahía de línea - configuración barra sencilla - tipo encapsulada (SF6)	2.600.130.705
SE245	Bahía de transformador - configuración barra sencilla - tipo encapsulada(SF6)	2.564.041.571
SE246	Bahía de seccionamiento configuraciones barra sencilla	326.388.582
SE247	Bahía de maniobra - tipo encapsulada (SF6)	2.393.555.328
SE248	Módulo de barraje tipo 2 - configuración barra sencilla - tipo convencional	124.397.528
SE249	Módulo de barraje tipo 3 - configuración barra sencilla - tipo convencional	180.304.542
SE250	Módulo de barraje tipo 4 - configuración barra sencilla - tipo convencional	259.540.966
UC	Descripción	Valor ($ dic/12)
SE251	Módulo de barraje tipo 1 - configuración barra doble - tipo convencional	163.939.800
SE252	Módulo de barraje tipo 2 - configuración barra doble - tipo convencional	257.091.637
SE253	Módulo de barraje tipo 3 - configuración barra doble - tipo convencional	441.271.168
SE254	Módulo de barraje tipo 4 - configuración barra doble - tipo convencional	535.485.074
SE255	Módulo de barraje tipo 1 - configuración barra doble con by pass - tipo convencional	163.939.800
SE256	Módulo de barraje tipo 2 - configuración barra doble con by pass - tipo convencional	257.091.637
SE257	Módulo de barraje tipo 3 - configuración barra doble con by pass - tipo convencional	441.271.168
SE258	Módulo de barraje tipo 4 - configuración barra doble con by pass - tipo convencional	535.485.074
SE259	Módulo de barraje tipo 3 - configuración barra doble con seccionador de transferencia - tipo convencional	356.021.225
SE260	Módulo de barraje tipo 4 - configuración barra doble con seccionador de transferencia - tipo convencional	449.525.695
SE261	Módulo de barraje tipo 1 - configuración barra principal y transferencia - tipo convencional	163.939.800
SE262	Módulo de barraje tipo 2 - configuración barra principal y transferencia - tipo convencional	257.091.637
SE263	Módulo de barraje tipo 3 - configuración barra principal y transferencia - tipo convencional	441.271.168
SE264	Módulo de barraje tipo 4 - configuración barra principal y transferencia - tipo convencional	535.485.074
SE265	Módulo de barraje tipo 3 - configuración interruptor y medio - tipo convencional	367.577.456
SE266	Módulo de barraje tipo 4 - configuración interruptor y medio - tipo convencional	495.433.758
SE267	Módulo común tipo 1 (1 a 4 bahías) - tipo convencional - cualquier configuración	855.382.902
SE268	Módulo común tipo 2 (5 a 8 bahías) - tipo convencional - cualquier configuración	1.186.474.120
SE269	Módulo común tipo 3 (9 a 12 bahías) - tipo convencional - cualquier configuración	1.827.355.461
SE270	Módulo común tipo 4 (más de 12 bahías) - tipo convencional - cualquier configuración	2.366.052.410
SE271	Módulo común tipo 1 (1 a 4 bahías) - tipo encapsulada - cualquier configuración	192.803.081
SE272	Módulo común tipo 2 (5 a 8 bahías) - tipo encapsulada - cualquier configuración	228.364.275
SE273	Módulo común tipo 3 (9 a 12 bahías) - tipo encapsulada - cualquier configuración	280.661.480
SE274	Módulo común tipo 4 (más de 12 bahías) - tipo encapsulada - cualquier configuración	379.153.287
SE275	Campo móvil encapsulado	2.089.700.631
SE276	Bahía de maniobra - (seccionamiento de barras sin interruptor) - tipo convencional	214.880.228
SE277	Bahía de compensación paralela en línea fija - cualquier configuración - tipo convencional	354.273.068
SE278	Bahía de compensación paralela en línea maniobrable - cualquier configuración - tipo convencional	566.702.337
SE279	Bahía de compensación serie - tipo convencional	743.007.339

Tabla 5 Unidades constructivas de apoyos de líneas 500 kV

UC	Descripción	Valor ($ dic/12)
		Suspensión	Retención
LI5E1	Torre metálica -altura 500 msnm- 500 kV Circuito sencillo	79.260.109	103.862.025
LI5E2	Torre metálica -altura 500 a 2000 msnm- 500 kV Circuito sencillo	80.482.094	105.345.165
LI5E3	Torre metálica -altura mayor a 2000 msnm- 500 kV Circuito sencillo	81.511.835	106.828.305

Tabla 6 Unidades constructivas de apoyos de líneas 230 kV

UC	Descripción	Valor ($ dic/12)
		Suspensión	Retención
LI2E11	Torre metálica -altura 500 msnm- 230 kV Circuito sencillo	73.596.532	97.751.005
LI2E12	Poste metálico - -altura 500 msnm-230 kV Circuito sencillo	50.860.158	77.668.331
LI2E13	Poste concreto - -altura 500 msnm-230 kV Circuito sencillo	37.371.472	48.385.401
LI2E14	Torre metálica -altura 500 msnm- 230 kV Circuito doble	85.196.963	117.194.416
LI2E15	Poste metálico - altura 500 msnm-230kV Circuito doble	61.427.944	93.269.708
LI2E16	Poste metálico -altura 500 msnm-230kV Cuatro circuitos	85.684.975	127.593.921
UC	Descripción	Valor ($ dic/12)
		Suspensión	Retención
LI2E21	Torre metálica -altura 500 a 2000 msnm- 230 kV Circuito sencillo	73.939.779	103.683.565
LI2E22	Poste metálico -altura 500 a 2000 msnm-230kV Circuito sencillo	51.203.405	78.657.091
LI2E23	Poste concreto -altura 500 a 2000 msnm-230kV Circuito sencillo	37.714.719	49.560.367
LI2E24	Torre metálica --altura 500 a 2000 msnm- 230 kV Circuito doble	85.883.457	119.171.936
LI2E25	Poste metálico --altura 500 a 2000 msnm-230kV Circuito doble	62.114.439	95.247.228
LI2E26	Poste metálico - -altura 500 a 2000 msnm-230kV Cuatro circuitos	87.057.964	131.548.961
LI2E31	Torre metálica --altura mayor a 2000 msnm- 230 kV Circuito sencillo	74.283.026	99.728.525
LI2E32	Poste metálico --altura mayor a 2000 msnm-230kV Circuito sencillo	51.546.652	80.847.927
LI2E33	Poste concreto - -altura mayor a 2000 msnm-230kV Circuito sencillo	38.057.966	50.549.127
LI2E34	Torre metálica --altura mayora 2000 msnm- 230 kV Circuito doble	86.569.951	121.149.456
LI2E35	Poste metálico -altura mayor a 2000 msnm- 230 kV Circuito doble	62.800.933	97.224.748
LI2E36	Poste metálico --altura mayor a 2000 msnm- 230 kV Cuatro circuitos	88.430.952	135.504.001

Tabla 7 Unidades constructivas de apoyos de líneas de dos niveles de tensión

UC	Descripción	Valor ($ dic/12)
		Suspensión	Retención
LI2E41	Poste metálico -altura 500 msnm- 230/110 kV Circuito triple	84.224.640	121.099.994
LI2E42	Poste metálico -altura 500 msnm- 230/110 kV Circuito doble	61.427.944	93.269.708
LI2E43	Poste metálico -altura 500 a 2000 msnm- 230/110 kV Circuito triple	85.254.381	124.066.274
LI2E44	Poste metálico -altura 500 a 2000 msnm- 230/110 kV Circuito doble	62.114.439	95.247.228
LI2E45	Poste metálico -altura mayor a 2000 msnm- 230/110 kV Circuito triple	86.284.122	127.032.554
LI2E46	Poste metálico -altura mayor a 2000 msnm- 230/110 kV Circuito doble	62.800.933	97.224.748

Tabla 8 Unidades constructivas de puestas a tierra para líneas

UC	Descripción	Valor ($ dic/12)
LI2E47	Puesta a tierra para torres	1.409.605
LI2E48	Puesta a tierra para postes	1.289.803

Tabla 9 Unidades constructivas de conductores para líneas

UC	Descripción	Valor ($ dic/12)
LIC11	km conductor desnudo. Corrientes menores o iguales a 1000 A	26.108.141
LIC12	km conductor desnudo. Corrientes mayores a 1000 A	29.471.623
LIC13	km conductor aislado. Sección transversal 1200 mm2	180.853.600
LIC14	km conductor aislado. Sección transversal 1800 mm2	192.500.000
LIC15	km cable de guarda. Cable de fibra óptica monomodo (OPGW)- 24 fibras	4.940.808
LIC16	km cable de guarda. Cable Alumoweld 7 No .6	11.665.198
LIC17	km cable de guarda. Cable Alumoweld 7 No. 8	9.665.198
LIC18	km cable de guarda. Cable acero EHS 3/8”	3.865.198
LIC19	km Cable de fibra óptica All-Dielectric Self-Supporting (ADSS) monomodo	8.585.398
LIC20	km Fibra óptica tipo adosada	17.665.198

Tabla 10. Unidades constructivas de equipos de compensación

UC	Descripción	Tensión (kV)	Valor ($ dic/12)
CP502	Módulo de Compensación Reactiva Línea Maniobrable 20 MVAr	500	2.571.046.587
CP504	Módulo de Compensación Reactiva Fija 28 MVAr con reactor de neutro	500	2.870.615.091
CP202	Módulo de Compensación Capacitiva Paralela 72 MVAr - Int. y Medio	230	2.796.673.377
CP204	Módulo de Compensación Capacitiva Paralela 40 MVAr - Anillo	230	2.675.621.387
CP206	Módulo de Compensación Capacitiva Paralela 40 - 72 MVAr - Barra Ppal + T	230	2.295.501.215
CP208	Módulo de Compensación Capacitiva Paralela 60 MVAr - Doble Barra + T	230	2.289.417.034
CP210	Módulo de Compensación Reactiva Maniobrable 12,5 - 25 MVAr - Barra Ppal + T	230	2.439.806.249

CAPÍTULO 5.

GASTOS DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO.

En este capítulo se establece la metodología para definir el valor de gastos de AOM a reconocer a cada TN durante cada uno de los años del periodo regulatorio. Dentro de los costos y gastos AOM a reconocer en la actividad de transmisión de energía eléctrica no deben incluirse valores que correspondan con los siguientes conceptos, sin limitarse a ellos:

a) Asociados con otras actividades de la cadena de prestación del servicio;

b) Asociados con los servicios prestados a otros agentes;

c) Asociados a activos de conexión de usuarios del STN;

d) Asociados a activos ejecutados mediante convocatorias públicas;

e) Asociados con servicios prestados a terceros;

f) Asociados con las inversiones requeridas para la reposición de activos;

g) Asociados al costo de la prima por lucro cesante por efecto de indisponibilidad ocasionada por fuerza mayor.

5.1 AOM a reconocer

Para el cálculo del valor anual de AOM, primero se obtendrá uno inicial a partir de los valores de AOM remunerado y de AOM demostrado de cada transmisor nacional, durante los años 2009 a 2013, el cual se comparará con el resultado de la aplicación de modelos de eficiencia para determinar el valor de AOM a reconocer. Dichos valores se calcularán como se muestra a continuación.

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

Si AOMOB_j es superior o igual al AOMINI_j:

En caso contrario, es decir, si AOMOB_j es inferior o igual al AOMINI_j:

Donde:

AOMOBj:	Valor del AOM objetivo para el TN j, expresado en pesos de la fecha de corte.
fej:	Factor de eficiencia del TN j obtenido de los modelos de eficiencia que se establezcan para los gastos de AOM en la actividad de transmisión.
AOMDj,09-13:	Valor del AOM demostrado por el TN j, calculado de acuerdo con lo previsto en el numeral 5.1.1.
AOMbasej,t:	Valor del AOM base para el TN j, para el año i, expresado en pesos de la fecha de corte.
AOMINIj:	Valor del AOM inicial del TN j, expresado en pesos de la fecha de corte, calculado de acuerdo con lo previsto en el numeral 5.1.3.
IPPfc:	Índice de precios al productor en la fecha de corte.
IPP2013:	Índice de precios al productor de diciembre de 2013.
t:	Variable que cuenta el número de años de aplicación de esta metodología. Es igual a 1 para el año en el que se inicia la aplicación de la metodología aprobada en esta resolución.

5.1.1 AOM demostrado

Para calcular el valor de AOM demostrado, AOMD_j,09-13, a cada TN se obtiene:

a) El valor de AOM demostrado para cada año desde 2009 a 2013, calculado conforme a lo establecido en la Resolución CREG 011 de 2009, actualizado con la variación del IPP desde diciembre del respectivo año hasta diciembre de 2013;

b) A partir de los valores actualizados se obtiene un promedio aritmético de ellos que corresponderá al AOM demostrado, AOMD_j,09-13.

5.1.2 AOM remunerado

Para calcular el valor de AOM remunerado, AOMR_j,09-13, a cada TN se obtiene:

a) El porcentaje de AOM a reconocer para el año 2009, establecido en la resolución particular de cada TN de acuerdo con la Resolución CREG 011 de 2009;

b) El porcentaje de AOM a reconocer para cada uno de los años desde 2010 a 2013, calculado conforme a lo establecido en la Resolución CREG 011 de 2009. El TN deberá anexar en su solicitud la evidencia de que este porcentaje fue comunicado a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios con la oportunidad establecida en la regulación;

c) El valor del CRE_j aprobado a cada TN en su respectiva resolución particular;

d) El valor del CRE_j utilizado por cada TN para calcular el porcentaje de AOM demostrado para cada uno de los años desde 2009 a 2012, actualizado con la variación del IPP hasta diciembre del año para el que se calcula el AOM demostrado;

e) Para el año 2009 se calcula el AOM remunerado multiplicando el porcentaje de AOM a reconocer, señalado en el literal a) de este aparte, por el valor del CRE_j del año 2008, señalado en el literal c) de este aparte. En forma análoga, para los años de 2010 a 2013 se calcula el AOM remunerado multiplicando el respectivo porcentaje de AOM a reconocer, señalado en el literal b) de este aparte, por el valor del CRE_j, señalado en el literal d) de este aparte;

f) Los valores remunerados, calculados en el literal anterior, se actualizan con la variación del IPP desde diciembre del respectivo año hasta diciembre de 2013. El promedio aritmético de estos valores actualizados corresponde al AOM remunerado, AOMR_j,09-13.

5.1.3 AOM inicial

El valor de AOM inicial, AOMREF_j, se calcula así:

Donde:

AOMINIj:	Valor del AOM inicial del TN j, expresado en pesos de la fecha de corte.
AOMDj,09-13:	Valor del AOM demostrado por el TN j, calculado de acuerdo con lo previsto en el numeral 5.1.1.
AOMRj,09-13:	Valor del AOM remunerado al TN j, calculado de acuerdo con lo previsto en el numeral 5.1.2.
CREj,2013:	Valor de reposición de la inversión del TN j utilizada para calcular el PAOMDj,2013, de acuerdo con lo señalado en el numeral 10.3 del anexo general de la Resolución CREG 011 de 2009.
IPPfc:	Índice de precios al productor en la fecha de corte.
IPP2013:	Índice de precios al productor de diciembre de 2013.

5.1.4 Valor de AOM para nuevas inversiones

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

AOMNIj,t:	Valor del AOM para las nuevas inversiones del TN j, expresado en pesos de la fecha de corte.
VACNIj,t:	Valor acumulado hasta el año t de las nuevas inversiones, diferentes a reposición, para el TN j, expresado en pesos de la fecha de corte.

5.2 Verificación del valor anual de AOM

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

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

Los TN deben entregar a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, a más tardar el 30 de abril de cada año, la información de AOM del año anterior junto con el informe del auditor contratado y la información adicional que se señala en esta resolución. La información presentada después de esta fecha se considerará como no entregada.

Si una empresa no entrega la información de AOM en las condiciones previstas en esta resolución, deberá aplicar una disminución del cinco por ciento (5,0%) al ingreso anual de AOM previsto para el año que no entrega la información.

CAPÍTULO 6.

CALIDAD DEL SERVICIO.

En este capítulo se establecen las características que se deben cumplir en cuanto a la calidad en la prestación del servicio de transmisión de energía eléctrica en el STN y las reducciones en el ingreso o compensaciones aplicables por variaciones en dichas características.

6.1 Características de calidad a la que está asociado el ingreso

El ingreso de cada TN calculado de acuerdo con lo previsto en esta resolución estará asociado a una calidad con las siguientes características:

a) La duración de las indisponibilidades de los activos utilizados en la prestación del servicio de transmisión de energía eléctrica en el STN no superará las máximas horas anuales de indisponibilidad ajustadas;

b) Las indisponibilidades máximas permitidas de un activo, originadas en catástrofes naturales tales como erosión (volcánica, fluvial o glacial), terremotos, maremotos, huracanes, ciclones y/o tornados, y las debidas a actos de terrorismo, no superarán los seis meses, contados desde la fecha de ocurrencia de la catástrofe;

c) La energía no suministrada por la indisponibilidad de un activo no deberá superar el porcentaje límite definido para tal fin;

d) A partir del momento en que las horas de indisponibilidad acumulada de un activo sean mayores que las máximas horas anuales de indisponibilidad ajustadas, no se permitirá que la indisponibilidad de este activo deje no operativos otros activos.

La variación en estas características de calidad del servicio de transporte de energía eléctrica en el STN que exceda o supere los límites señalados en cualquiera de estos cuatro literales, generará una reducción o compensación en el ingreso del TN que se calculará y aplicará en la forma prevista en este capítulo.

6.2 Activos sujetos al esquema de calidad

Las disposiciones sobre calidad en el STN aplicarán a los agentes que realizan la actividad de transmisión en este sistema, y a todos aquellos agentes responsables de la información necesaria para la aplicación del esquema de calidad del servicio en el STN, establecido en esta resolución.

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

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

6.3 Bases de datos

El CND será el responsable de centralizar, almacenar y procesar la información de eventos, que permita calcular los indicadores de indisponibilidad de los grupos de activos definidos en el numeral 6.4.2.

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

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

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

6.4 Reglamento para el reporte de eventos

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

6.4.1 Responsabilidad del reporte de información

En caso de que un agente no notifique la ocurrencia de cualquier evento, o la finalización de la ejecución de maniobras en los plazos señalados en el artículo 14 se ajustará el número máximo de horas anuales de indisponibilidad del activo correspondiente, de acuerdo con lo establecido en este capítulo.

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

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

6.4.2 Activos del STN a reportar

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

a) Transformadores: constituido por el autotransformador que por lo menos tiene dos devanados operando en niveles de tensión de STN, junto con sus respectivas bahías;

b) Equipos de compensación: constituido por el respectivo equipo de compensación, reactiva o capacitiva, y las bahías que lo conectan al STN;

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

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

e) FACTS: constituido por los equipos STATCOM, SVC y sus respectivas bahías;

f) Comunicaciones: constituido por el SCADA, el sistema de comunicaciones y el enlace ICCP.

6.4.3 Información del reporte de eventos

El reporte de eventos deberá contener como mínimo lo siguiente:

a) Activo sobre el cual se presenta el evento;

b) Fecha y hora de ocurrencia del evento;

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

d) La capacidad disponible del activo durante el evento;

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

f) Cuando el activo quede no operativo por causa de otro del STN, informar el activo causante y precisar si pertenece al mismo grupo de activos;

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

h) Diferenciación entre eventos programados y no programados;

i) Número de consignación, cuando aplique;

j) Clasificación según las causas detalladas, acordadas y publicadas por el Consejo Nacional de Operación (CNO);

k) Descripción del evento.

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

El CND deberá mantener publicada en su página web la lista con los esquemas suplementarios existentes en el SIN, identificando los activos que operarían por la actuación del mismo.

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

6.4.4 Validación de la información

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

La confrontación mencionada se realizará de la siguiente manera:

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

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

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

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

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

6.4.5 Plazos

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

Actividad	Responsable	Plazo (h)
Ingreso de reporte de eventos	Agente	12
Validación y publicación de listado de inconsistencias	CND	36
Solicitud de modificación de información	Agente	60
Respuesta a solicitudes de modificación	CND	72

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

6.5 Máximas horas anuales de indisponibilidad

Los siguientes grupos de activos utilizados en la actividad de transmisión, no deberán superar, en una ventana móvil de doce meses, el número de máximas horas anuales de indisponibilidad, MHAI, que defina la CREG para los grupos de activos identificados en la siguiente tabla:

Grupos de Activos

Transformadores

Equipos de compensación

Líneas

Barraje:
– sin bahías de maniobra
– con bahías de maniobra

FACTS

Comunicaciones

Para el grupo de activos “barraje” se diferencian las máximas horas permitidas para barrajes que cuentan con bahías de maniobra y para barrajes que no cuentan con estas.

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

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

6.6 Ajuste de máximas horas de indisponibilidad

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

Donde:

MHAIAm,gu:	Máximas horas anuales de indisponibilidad ajustadas del grupo de activos gu, calculadas para el mes m.
MHAIgu:	Máximas horas anuales de indisponibilidad del grupo de activos gu.
SCEm,u:	Número acumulado de solicitudes de consignaciones de emergencia, exceptuando las excluidas, para cada uno de los activos u que conforman el grupo de activos gu durante una ventana móvil de doce meses que termina en el mes m. (número entero)
CPSMm,u:	Número acumulado de cambios al programa trimestral de mantenimientos, exceptuando los excluidos para cada uno de los activos u que conforman el grupo de activos gu durante una ventana móvil de doce meses que termina en el mes m. (número entero)
ENRm,u:	Número acumulado de eventos o finalización de maniobras no reportados en los plazos establecidos en esta resolución, para cada uno de los activos u que conforman el grupo de activos gu durante una ventana móvil de doce meses que termina en el mes m. (número entero)
NGU:	Número de activos que conforman el grupo de activos gu.

6.7 Indisponibilidad de los activos de uso del STN

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

Las horas de indisponibilidad de cada uno de los activos que hacen parte de los grupos de activos establecidos en este anexo, la calcula mensualmente el CND mediante la siguiente expresión:

Donde:

HIDm,u:	Horas de Indisponibilidad del activo u, durante el mes m.
i:	Identificador de la indisponibilidad.
n:	Número total de indisponibilidades del activo u, durante el mes m.
Hi,u:	Duración de la indisponibilidad i, para el activo u.
CAPDi,u :	Capacidad disponible del activo u expresada en porcentaje de la capacidad nominal, durante la indisponibilidad i.

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

6.8 Estimación de la capacidad disponible

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

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

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

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

6.9 Eventos excluidos

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

a) Eventos programados debidos a trabajos de expansión. Estos se excluirán del cálculo si se cumplen las siguientes reglas:

i) El TN informará por escrito al CND acerca de la conexión de los nuevos activos con una anticipación mínima de 90 días calendario;

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

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

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

c) Esquemas suplementarios de protección, siempre que para su instalación se haya dado cumplimiento a lo previsto en la regulación;

d) Indisponibilidades por demoras entre el momento en que el agente declara que tiene disponible su activo y la puesta en operación del mismo ordenada por el CND, cuando se requiera dicha orden;

e) Indisponibilidades originadas en catástrofes naturales tales como erosión (volcánica, fluvial o glacial), terremotos, maremotos, huracanes, ciclones y/o tornados y las debidas a actos de terrorismo, siempre que se cumplan las siguientes reglas:

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

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

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

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

h) La ejecución de obras por parte de entidades estatales o las modificaciones a las instalaciones existentes ordenadas en los planes de ordenamiento territorial, siempre que se cumplan las siguientes reglas:

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

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

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

Cuando los eventos de que trata este numeral ocurran en el mismo periodo horario con eventos ocasionados por indisponibilidades no excluidas y se determine que hubo ENS, se deberá seguir el procedimiento descrito para tal fin en la Resolución CREG 093 de 2012.

6.10 Procedimiento para los mantenimientos mayores

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

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

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

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

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

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

Sin perjuicio de lo anterior, un mantenimiento mayor podrá suspenderse por orden del CND o de una autoridad competente.

6.11 Activos que entran en operación comercial

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

En consecuencia, a partir de la fecha de entrada en operación comercial de los activos se deberán reportar los eventos en la forma dispuesta en la presente resolución. Cuando se presente ENS, se estimará su magnitud en la forma descrita en la Resolución CREG 093 de 2012, o aquella que la modifique o sustituya, y se aplicará la respectiva compensación.

El LAC incluirá esta compensación dentro del cálculo de la variable CNE_m,u, descrito en el numeral 6.14.2, a aplicarse para el mes m siguiente al mes de publicación del informe de ENS.

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

6.12 Valor de referencia para compensación

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

VHRCm,u,j:	Valor horario de referencia para el cálculo de la compensación del activo u, del TN j, durante el mes m.
r:	Tasa de retorno para la actividad de transmisión.
CRu:	Costo reconocido para el activo u, de acuerdo con la cantidad de UC que lo componen y los precios vigentes de estas.
PUu,j:	Porcentaje de uso del activo u que se reconoce al TN j.
IPPm-1:	Índice de precios al productor total nacional correspondiente al mes m-1.
IPPo:	Índice de precios al productor total nacional correspondiente a la fecha de corte.

6.13 Remuneración en algunos casos de indisponibilidad

Para los casos de indisponibilidades originadas en catástrofes naturales tales como erosión (volcánica, fluvial o glacial), terremotos, maremotos, huracanes, ciclones y/o tornados y las debidas a actos de terrorismo, la remuneración del activo u en el mes m, para cada mes mi que este se encuentre indisponible será:

IMRTm,u:	Ingreso mensual temporal para el activo u, en el mes m, mientras el activo u esté indisponible por las causas citadas en este numeral.
mi:	Número de meses calendario completos transcurridos a partir de la ocurrencia del evento, incluido el mes m, durante los cuales el activo u ha estado indisponible.
VHRCm,u,j:	Valor horario de referencia para el cálculo de la compensación del activo u, del TN j, durante el mes m.

6.14 Compensaciones

6.14.1 Compensaciones por incumplimiento de las metas

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

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

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

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

Donde:

HIDAm,gu:	Horas de indisponibilidad acumulada del grupo de activos gu, en un periodo de doce meses que termina en el mes m.
HIDm,u:	Horas de indisponibilidad de cada uno de los activos u que conforman el grupo de activos gu, durante el mes m.
NGU:	Número de activos que conforman el grupo de activos gu.
HCm,gu:	Horas a compensar por el grupo de activos gu al cual pertenece el activo u, para el mes m.
MHAIAm,gu:	Meta de indisponibilidad anual ajustada del grupo de activos gu, calculada para el mes m.
THCm-1,gu:	Total de horas compensadas por el grupo de activos gu, en un periodo de once meses que termina en el mes m-1.
CIMm,u:	Compensación por incumplimiento de metas, para cada uno de los activos u que conforman el grupo de activos gu, en el mes m.
VHRCm,u,j:	Valor horario de referencia para el cálculo de la compensación del activo u, del TN j, durante el mes m.

Para la aplicación de esta metodología, siendo p el mes de inicio de su aplicación, las horas a compensar para cada mes, en el periodo desde p-11 hasta p-1, HC_pi,gu, son iguales a cero y por consiguiente el total de horas compensadas por el grupo de activos gu, en ese mismo periodo, THC_p-1,gu también es igual a cero.

Las compensaciones se calculan para los activos enunciados en el numeral 6.2.

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

El evento en un activo puede dejar otros no operativos, diferentes a los que conforman su grupo de acuerdo con lo previsto en el numeral 6.4.2, cuando, a pesar de estar disponibles, dichos activos no puedan operar debido a la indisponibilidad del primero.

Asimismo, un evento puede generar que los usuarios pierdan el suministro de la energía, lo que se denomina energía no suministrada, ENS.

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

Donde:

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

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

a) Si para el grupo de activos gu al que pertenece el activo u, en el mes m, las horas de indisponibilidad acumulada son menores o iguales que las máximas horas anuales de indisponibilidad ajustadas (HIDA_m,gu = MHAIA_m,gu) y el porcentaje de energía no suministrada, PENS_j,h, es inferior al porcentaje definido en el numeral 3.4 de la Resolución CREG 093 de 2012, el valor de la compensación CNE para la indisponibilidad i, es igual a cero;

b) Si para el grupo de activos gu al que pertenece el activo u, en el mes m, las horas de indisponibilidad acumulada son mayores que las máximas horas anuales de indisponibilidad ajustadas (HIDA_m,gu > MHAIA_m,gu) y el porcentaje de energía no suministrada, PENS_j,h, es inferior al porcentaje definido en el numeral 3.4 de la Resolución CREG 093 de 2012, el valor de la compensación CNE se obtiene de la siguiente forma:

c) Si durante la indisponibilidad i, del activo u, para alguna de las horas de duración de la indisponibilidad el porcentaje de energía no suministrada, PENSj,h, es mayor que el porcentaje definido en el numeral 3.4 de la Resolución CREG 093 de 2012, el valor de la compensación CNE se obtiene de la siguiente forma:

Donde:

PENSj,h:	Porcentaje de la energía no suministrada, calculado de acuerdo con lo previsto en el numeral 3.4 de la Resolución CREG 093 de 2012.
VHRCm,r,j:	Valor horario de referencia para el cálculo de la compensación del activo r, causada por la indisponibilidad del activo u del TN j, durante el mes m.
Hi,r:	Número de horas de indisponibilidad del activo r causadas por la indisponibilidad i del activo u.
ENSi:	Valor de la energía no suministrada de la indisponibilidad i, corresponde a la variable ENSh calculada de acuerdo con lo previsto en el numeral 3.4 de la Resolución CREG 093 de 2012.
CRO:	Costo incremental operativo de racionamiento de energía definido y calculado por la UPME, correspondiente al escalón donde se encuentre el porcentaje de ENS, PENSj,h, que rija para el mes m en el que se aplique la variable CNEm,u.

El TN será el responsable del cálculo de la ENS de cada uno de los eventos que se presentan en los activos de su sistema y de informar el valor de la CNE correspondiente al LAC para que este lo incluya en la siguiente liquidación de cargos de este TN. Adicionalmente, el TN deberá informar el valor de la ENS, el activo causante y la compensación calculada a la SSPD para lo de su competencia; en caso de que el TN haya utilizado un valor de ENS diferente al incluido en el informe de ENS publicado por el CND deberá adjuntar los documentos en los que basó su decisión.

6.14.3 Valor total a compensar

El LAC calculará mensualmente el valor total de compensaciones que se descontará del ingreso mensual de cada TN j, tal como se muestra a continuación:

Donde:

VMCj,m:	Valor mensual a compensar por el TN j, en el mes m, por incumplimiento de lo establecido en este capítulo.
CIMm,u:	Compensación por incumplimiento de metas, del activo u, en el mes m.
PUj,u:	Fracción del activo u que es remunerada vía cargos por uso al TN j.
VHRCm,u,j:	Valor horario de referencia para el cálculo de la compensación del activo u, del TN j, durante el mes m.
IMRTm,u:	Ingreso Mensual Temporal para el activo u, en el mes m, mientras el activo u esté indisponible por las causas citadas en el numeral 6.13.
CNEm,u:	Compensación del activo u, en el mes m, por energía no suministrada o por dejar no operativos otros activos.
VMCPm-1:	Valor de las compensaciones que quedó pendiente por descontar en el mes m-1.
aj:	Número de activos del TN j, que se encuentra en cada una de las situaciones descritas.

6.15 Informe sobre ENS

Cuando la variable PENS_j,h, supere el porcentaje definido en el numeral 3.4 de la Resolución CREG 093 de 2012 el CND deberá publicar en su página web y enviar a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD), un informe donde se haga el análisis detallado del evento ocurrido y contenga como mínimo lo siguiente:

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

b) Valores y memoria de cálculo de todas las variables descritas en este capítulo;

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

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

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

6.16 Zona excluida de CNE

Una zona excluida de CNE es la zona del STN que, en condiciones normales de operación, es alimentada solo por un circuito o solo por un transformador, de los que conforman el STN. También podrán ser zonas excluidas de CNE, de manera temporal, aquellas zonas que se alimenten solo por un circuito o solo por un transformador, de los que conforman el STN, cuando los demás activos que alimentan la zona se encuentren indisponibles por los eventos excluidos de que trata el numeral 6.9. La zona dejará de ser zona excluida de CNE en el momento en que otro activo del STN alimente dicha zona.

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

6.16.1 Lista de zonas excluidas de CNE

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

El CND actualizará la lista cuando se identifique una nueva zona excluida de CNE que cumpla con los requisitos. También actualizará la lista cuando elimine una zona excluida de CNE por la entrada en operación comercial de un proyecto que cambia alguna condición que sirvió para que la zona excluida de CNE fuera identificada previamente como tal.

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

6.16.2 Procedimiento para establecer zonas excluidas de CNE

El TN identificará la zona excluida de CNE de acuerdo con lo señalado en el numeral 6.16 y, para que sea considerada como tal, deberá cumplir con lo siguiente:

a) Enviar al CND y a la UPME el diagrama unifilar de la zona excluida de CNE;

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

6.17 Límite de los valores a compensar

El LAC deberá tener en cuenta que el valor total a descontar en el mes m, al TN j, por concepto de compensaciones no podrá superar el 60% de la suma de los ingresos antes de compensaciones. Si el valor a descontar fuere mayor a dicho porcentaje, el saldo pendiente se deducirá durante los siguientes meses verificando que no se supere el tope del 60%.

Además, la suma del valor de las compensaciones para cada TN j, en un año calendario, estarán limitadas a un valor equivalente al 30% del ingreso del TN en ese año, estimado actualizando la variable IAT_j,t, definida en el Capítulo 2, con el IPP de diciembre del año anterior.

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

Donde:

AVMCj,m:	Valor acumulado de las compensaciones durante los meses transcurridos del año calendario hasta el mes m.
VMCj,i:	Valor mensual a compensar por el TN j, en el mes i, por incumplimiento de lo establecido en este capítulo.

Si para un mes m se obtiene que el valor acumulado supera el 30% del ingreso del TN para ese año, el LAC liquidará al TN j, para ese mes, un valor tal que el valor acumulado de compensaciones no supere el 30% del ingreso anual y, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 59 de la Ley 142 de 1994, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios lo podrá considerar como causal de toma de posesión por no prestar el servicio con la calidad debida.

CAPÍTULO 7.

CARGOS HORARIOS.

Los cargos por uso monomios horarios del STN, con diferenciación horaria por período de carga, que serán facturados por el LAC a los comercializadores del SIN que atienden usuarios finales, los calculará mensualmente el LAC a partir del cargo por uso monomio del STN, utilizando las siguientes variables:

Hx:	número de horas asociado al período de carga máxima
Hd:	número de horas asociado al período de carga media
Hn:	número de horas asociado al período de carga mínima.
Pi,m:	potencia promedio para la hora i durante el mes m, correspondiente a los consumos horarios nacionales de todos los usuarios finales.
Px,m, Pd.m y Pn,m:	potencias resultantes de promediar las potencias (Pi,m) asociadas a las horas asignadas a cada uno de los períodos de carga para el mes m.
Tm:	Cargo por uso monomio del STN, para el mes m. ($/kWh).
Tx,m:	Cargo por uso monomio horario para el período de carga máxima del STN, para el mes m. ($/kWh).
Td,m:	Cargo por uso monomio horario para el período de carga media del STN, para el mes m. ($/kWh).
Tn,m:	Cargo por uso monomio horario para el período de carga mínima del STN, para el mes m. ($/kWh).

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 (P_i,m) por tratarse de potencias promedios referidas a períodos de una hora, los cargos por uso monomios horarios para el mes m: T_x,m, T_d,m y T_n,m se calculan resolviendo el siguiente sistema de tres ecuaciones con tres incógnitas:

CAPÍTULO 8.

VALORACIÓN DE ACTIVOS EXISTENTES.

Para la valoración de los activos construidos con anterioridad a la fecha de corte, que hacen parte de la BRA inicial, se utilizan las UC y los valores que se presentan en este capítulo.

8.1 Valor de las UC

8.1.1 Subestaciones

Para las subestaciones del STN se tienen en cuenta las siguientes configuraciones, cuyos códigos se utilizan en la definición de las unidades constructivas:

Tabla 11. Configuraciones de subestaciones

Adicionalmente, dependiendo del número de bahías del STN ubicadas en cada subestación, se clasifican en dos tipos:

Tabla 12. Tipos según el número de bahías

Tabla 13. UC de subestaciones de 230 kV

Tabla 14. UC de subestaciones de 500 kV

Tabla 15. Transformadores

8.1.2 UC de compensación

Tabla 16. UC de compensación para 230 kV

Tabla 17. UC de compensación para 500 kV

Tabla 18. Bancos de Reactores

Tabla 19. Control de Tensión y Reactivos

8.1.3 Centros de supervisión y maniobra

Los Centros de Supervisión y Maniobra (CSM) se clasifican de acuerdo con el número de señales que manejan. Este número de señales se estimará a partir de los activos reportados por cada TN, teniendo en cuenta los valores mostrados en la Tabla 20.

Tabla 20. Señales por UC

A partir del número de señales estimadas, los CSM se clasifican en diferentes tipos como se muestra en la Tabla 21.

Tabla 21. Tipos de CSM

Tabla 22. UC de los centros de supervisión y maniobra

8.1.4 Líneas de transmisión

Las UC para Líneas de Transmisión están definidas en “km de línea” y se clasifican en tres niveles dependiendo de la altura sobre el nivel del mar donde están ubicadas, como se definen en la Tabla 23.

Tabla 23. Niveles para UC de líneas

Tabla 24. UC de líneas de 230 kV

Tabla 25. UC de líneas de 500 kV

8.2 Áreas típicas de las unidades constructivas de subestaciones (ATUCS)

Tabla 26. Subestaciones de 230 kV

Tabla 27. Subestaciones de 500 kV

Tabla 28. Compensación y transformación