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Resolución 179 de 2014 CREG
RESOLUCIÓN 179 DE 2014
(diciembre 23)
Diario Oficial No. 49.424 de 13 de febrero de 2015
COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS
Por la cual se ordena hacer público un proyecto de resolución “por la cual se establece la metodología para la remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional”.
LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS,
en ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los Decretos números 1524, 2253 de 1994 y 2696 de 2004.
CONSIDERANDO QUE:
Mediante la Resolución CREG 043 de 2013, la Comisión puso en conocimiento de las entidades prestadoras del servicio público domiciliario de energía eléctrica, los usuarios y demás interesados, las bases sobre las cuales la Comisión efectuará el estudio para determinar los principios generales, la metodología y fórmulas del siguiente periodo tarifario, para el establecimiento de los cargos por uso que remunerarán la actividad de distribución de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional. Lo anterior en cumplimiento de lo previsto en los numerales 11.1 y 11.2 del artículo 11 del Decreto número 2696 de 2004, cuya publicación se realizó en la página web de la CREG, el 10 de mayo de 2013.
Los estudios que se adelantaron por parte de la CREG en los temas de gastos eficientes por concepto de administración, operación y mantenimiento para la prestación del servicio, las unidades constructivas, las pérdidas eficientes en los sistemas de transmisión regional, la definición de la base regulatoria de activos, los niveles y metas de calidad del servicio y el reconocimiento de la energía reactiva; fueron publicados mediante las Circulares CREG 034, 036, 038 y 063 de 2014, en cumplimiento de lo previsto en el numeral 11.3 del artículo 11 del Decreto número 2696 de 2004.
Mediante las Resoluciones CREG 083 y 112 de 2014 se publicó la propuesta para determinar las tasas de retorno a utilizar en la remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica.
Los propósitos y lineamientos para la remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica para el periodo tarifario 2015-2019, se hicieron públicos con la expedición de la Resolución CREG 079 de 2014, publicada en la página web de la Comisión el 12 de junio de 2014.
Conforme a lo dispuesto por el numeral 11.4 del artículo 11 del Decreto número 2696 de 2004, que establece “tres (3) meses antes de la fecha prevista para que inicie el periodo de vigencia de las fórmulas tarifarias, se deberán hacer públicos en la página web de la Comisión correspondiente los proyectos de metodologías y de fórmulas, los estudios respectivos y los textos de los proyectos de resoluciones”, se procede a hacer la respectiva publicación.
En el Documento CREG 099 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 distribución de energía eléctrica en el sistema interconectado 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 a Jorge Pinto Nolla, Director Ejecutivo de la Comisión, a la siguiente dirección: Avenida calle 116 No 7-15, Interior 2 oficina 901 o al correo electrónico creg@creg.gov.co.
ARTÍCULO 3o. VIGENCIA. La presente resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial y no deroga ni modifica disposiciones vigentes por tratarse de un acto de trámite.
Publíquese y cúmplase.
Dada en Bogotá, D. C., a 23 de diciembre de 2014.
El Presidente,
TOMÁS GONZÁLEZ ESTRADA,
Ministro de Minas y Energía.
El Director Ejecutivo,
JORGE PINTO NOLLA.
por la cual se establece la metodología para la remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en ejercicio de las atribuciones legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994, y los Decretos 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 distribución de energía eléctrica se rige por los principios de eficiencia, calidad, continuidad, adaptabilidad, neutralidad, solidaridad y equidad;
La Ley 143 de 1994, en su artículo 39, establece que “los cargos asociados con el acceso y uso de las redes del sistema interconectado nacional cubrirán, en condiciones óptimas de gestión, los costos de inversión de las redes de interconexión, transmisión y distribución, según los diferentes niveles de tensión, incluido el costo de oportunidad de capital, de administración, operación y mantenimiento, en condiciones adecuadas de calidad y confiabilidad, y de desarrollo sostenible. Estos cargos tendrán en cuenta criterios de viabilidad financiera”;
La Ley 143 de 1994, en su artículo 45, dispuso que “los costos de distribución que servirán de base para la definición de tarifas a los usuarios regulados del servicio de electricidad, por parte de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, tendrán en cuenta empresas eficientes de referencia según áreas de distribución comparables, teniendo en cuenta las características propias de la región, tomarán en cuenta los costos de inversión de las redes de distribución, incluido el costo de oportunidad de capital, y los costos de administración, operación y mantenimiento por unidad de potencia máxima suministrada. Además, tendrán en cuenta niveles de pérdidas de energía y potencia característicos de empresas eficientes comparables”;
Según lo dispuesto en los artículos 44 de la Ley 143 de 1994 y 87 de la Ley 142 del mismo año, el régimen tarifario para usuarios finales regulados de una misma empresa estará orientado por los criterios de eficiencia económica, suficiencia financiera, neutralidad, solidaridad y redistribución del ingreso, simplicidad y transparencia;
En virtud del principio de eficiencia económica definido por los artículos 44 de la Ley 143 de 1994 y 87 de la Ley 142 del mismo año, el régimen de tarifas procurará que estas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo, garantizándose una asignación eficiente de recursos en la economía;
De acuerdo con el numeral 87.8 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994, toda tarifa tendrá un carácter integral, en el sentido de que supondrá una calidad y grado de cobertura del servicio, cuyas características definirán las comisiones reguladoras. Un cambio en estas características se considerará como un cambio en la tarifa;
Según lo establecido en el numeral 87.1 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994, en virtud del principio de eficiencia económica, se deben tener en cuenta “los aumentos de productividad esperados, y que estos deben distribuirse entre la empresa y los usuarios, tal como ocurriría en un mercado competitivo”;
De conformidad con lo dispuesto en el artículo 92 de la Ley 143 de 1994, las comisiones pueden corregir en las fórmulas, “los índices de precios aplicables a los costos y gastos de la empresa con un factor que mida los aumentos de productividad que se esperan en ella, y permitir que la fórmula distribuya entre la empresa y el usuario los beneficios de tales aumentos”.
En virtud del principio de suficiencia financiera definido en los artículos 44 de la Ley 143 de 1994 y 87 de la Ley 142 del mismo año, se debe garantizar a las empresas eficientes la recuperación de sus costos de inversión y sus gastos de administración, operación y mantenimiento, y permitir la remuneración del patrimonio de los accionistas en la misma forma en la que lo habría remunerado una empresa eficiente en un sector de riesgo comparable.
Según lo previsto en el artículo 11 de la Ley 143 de 1994, bajo el régimen tarifario de libertad regulada le corresponde a la Comisión de Regulación de Energía y Gas fijar “los criterios y la metodología con arreglo a los cuales las empresas de electricidad podrán determinar o modificar los precios máximos para los servicios ofrecidos”.
En atención a lo previsto en la Ley 142 de 1994, en su artículo 18, todas las personas jurídicas están facultadas para hacer inversiones en empresas de servicios públicos.
De acuerdo con lo dispuesto en el artículo 85 de la Ley 143 de 1994, las decisiones de inversión en distribución de energía eléctrica constituyen responsabilidad de aquellos que las acometan, quienes asumen en su integridad los riesgos inherentes a la ejecución y explotación de los proyectos.
El numeral 87.9 del artículo 87 de La Ley 142 de 1994 modificado por el artículo 99 de la Ley 1450 de 2011, estableció que “Las entidades públicas podrán aportar bienes o derechos a las empresas de servicios públicos domiciliarios, siempre y cuando su valor no se incluya en el cálculo de las tarifas que hayan de cobrarse a los usuarios y que en el presupuesto de la entidad que autorice el aporte figure este valor. Las comisiones de regulación establecerán los mecanismos necesarios para garantizar la reposición y mantenimiento de estos bienes. Lo dispuesto en el presente artículo no es aplicable cuando se realice enajenación o capitalización respecto de dichos bienes o derechos”.
Según lo establecido en el artículo 18 de la Ley 143 de 1994, “compete al Ministerio de Minas y Energía definir los planes de expansión de la generación y de la red de interconexión y fijar criterios para orientar el planeamiento de la transmisión y la distribución” y de acuerdo con esta misma norma “los planes de generación y de interconexión serán de referencia y buscarán orientar y racionalizar el esfuerzo del Estado y de los particulares para la satisfacción de la demanda nacional de electricidad en concordancia con el Plan Nacional de Desarrollo y el Plan Energético Nacional”.
Mediante el Decreto número 387 de 2007, modificado por el Decreto número 4977 de 2007, el Gobierno nacional estableció políticas generales en relación con la actividad de comercialización, incluyendo a los usuarios del STN como parte de los mercados de comercialización.
Con la expedición del Decreto número 388 de 2007, el Gobierno nacional estableció las políticas y directrices relacionadas con el aseguramiento de la cobertura del servicio de electricidad y con la conformación de áreas de distribución de energía eléctrica, ADD, para eliminar diferencias de los costos de distribución entre los usuarios de los mercados que conforman cada una de ellas.
Mediante la Resolución CREG 097 de 2008 la Comisión de Regulación de Energía y Gas aprobó los principios generales y la metodología para el establecimiento de cargos por uso de los sistemas de transmisión regional y/o distribución local, la cual se encuentra vigente.
El artículo 19 de la Resolución CREG 097 de 2008 dispone que los cargos por uso de los sistemas de transmisión regional y distribución local que apruebe la Comisión estarán vigentes desde la fecha en que quede en firme la resolución que los apruebe y hasta cuando se cumplan cinco años desde la entrada en vigencia de la presente resolución, sin perjuicio de las actualizaciones a que haya lugar, y que vencido el periodo de vigencia los cargos por uso que apruebe la Comisión, estos continuarán rigiendo hasta que la Comisión apruebe los nuevos.
Para la expedición de la metodología de remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica para el periodo tarifario 2015-2019, se siguió el procedimiento establecido en el artículo 11 del Decreto número 2696 de 2004.
Mediante la Resolución CREG 043 de 2013, la Comisión puso en conocimiento de las entidades prestadoras del servicio público domiciliario de energía eléctrica, los usuarios y demás interesados, las bases sobre las cuales la Comisión efectuará el estudio para determinar los principios generales, la metodología y fórmulas del período siguiente, para el establecimiento de los cargos por uso que remunerarán la actividad de distribución de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional, la cual se publicó en la página web de la CREG, el 10 de mayo de 2013.
En relación con lo expuesto con la Resolución CREG 043 de 2013 se recibieron comentarios de las siguientes entidades: Dispac E-2013-006120, EEC E2013-006124, Isagen E-2013-006146, Codensa E-2013-006155, Organización Corona E-2013-006166, Asocodis E2013-006169, Electricaribe E-2013-006172, Emcali E-2013-006176, Familia E-2013-006179, Ceo E2013-006180, Alumina E-2013-006185, Alumina E-2013-006186, Brinsa E-2013-006187, Andesco E-2013-006188, CNO E-2013-006190, Epsa E2013-006191, EPM E-2013-006192, Gyptec E2013-006193, Groupe SEB E-2013-006194, Alfagres E-2013-006195, Enertolima E-2013-006197, Pacific Stone E-2013-006199, Peldar E2013006202, Cementos Tequendama E2013-006203, Ingredion E2013006205, Worldtex E-2013-006206, Carvajal E-2013-006207, Papeles y Cartones E-2013-006208, Epsa E2013006209, Goodyear E-2013-006261 y Ebsa E-2013-006391.
Posteriormente en la Resolución CREG 079 de 2014 se hicieron públicos los propósitos y lineamientos para la remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica para el periodo tarifario 2015-2019.
Sobre el contenido de la Resolución CREG 079 de 2014 se recibieron comentarios por parte de las siguientes empresas: Isagen E-2014-006634, Asocodis E-2014-006662, EPSA E2014-006683, Caribe E-2014-006686, Goodyear E-2014-006688, Peldar E2014-006690, Criystal E-2014-006691, Sigra E-2014-006692, Andesco E2014-006693, EPM E2014-006694, Cosenit E-2014-006695, Codensa E2014-006696, Linde E2014-006697, EEC E-2014-006698, Groupe SEB E2014-006700, Ingredión E-2014-006701, Cementos Tequendama E2014006702, Dispac E2014-006699, Dispac E-2014-006703, Familia E2014-006704, Diaco E2014-006705, EBSA E-2014-006707, Corpacero E2014-006708, Tolima E2014-006710, Electroporcelana E-2014-006711, Transelca E2014006713, Ceo E-2014-006716, Aciem Bolívar E2014006717, Papeles y Cartones E-2014-006736, Alfagres E2014006747, Postobón E-2014-006755, Aciem Bolívar E-2014-006760, Emcali E-2014-006974 y EEP E-2014-007027.
Mediante las Circulares CREG 034, 036, 038 y 063 del año 2014 se publicaron los estudios realizados por la Comisión sobre metodología de remuneración, unidades constructivas, calidad del servicio y energía reactiva, algunos de los cuales fueron presentados el 9 de septiembre de 2014. Lo anterior, en cumplimiento de lo previsto en el numeral 11.3 del artículo 11 del Decreto número 2696 de 2004.
Tanto los comentarios a las bases regulatorias como a los propósitos y lineamientos para la remuneración de la actividad de transmisión y distribución recibidos en la CREG fueron considerados para la expedición de la resolución que se pone en consulta.
Mediante las Resoluciones CREG 083 y 112 de 2014 se publicó la propuesta para determinar las tasas de retorno a utilizar en la remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica,
RESUELVE:
ARTÍCULO 1o. OBJETO. Mediante esta resolución se adopta la metodología, fórmulas tarifarias y otras disposiciones para la remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica en el SIN.
ARTÍCULO 2o. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución aplica a todos los agentes económicos que prestan el servicio de distribución de energía eléctrica y a todos los usuarios que utilizan el servicio.
ARTÍCULO 3o. DEFINICIONES. Para la interpretación y aplicación de esta resolución, se tendrán en cuenta, además de las definiciones establecidas en las Leyes 142 y 143 de 1994, en el Decreto número 388 de 2007 y en las resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes:
Activos de conexión del OR al STN: son los bienes que se requieren para que un operador de red se conecte físicamente al sistema de transmisión nacional.
Se consideran como activos de conexión del OR al STN las siguientes UC: la bahía de transformador con tensión mayor o igual a 220 kV, el transformador con una tensión primaria mayor o igual a 220 kV y, secundaria o terciaria, cualquier tensión inferior a 220 kV y las bahías de transformador de los lados de baja tensión. En las subestaciones del STN con configuración de anillo o interruptor y medio no se remunerarán, a través de cargos por uso de la actividad de distribución, las bahías con tensión mayor o igual a 220 kV.
Los activos de conexión del OR al STN se remunerarán mediante cargos por uso y, por lo tanto, hacen parte de la base regulatoria de activos. El OR es el responsable por la operación y mantenimiento de estos activos.
Cuando estos activos sean compartidos por dos o más OR, estos deberán acordar cuál de ellos se encargará de la operación y el mantenimiento y el valor a remunerar entre ellos por dichas actividades.
Activos de conexión a un STR o a un SDL: son los bienes que se requieren para que un OR se conecte físicamente a un sistema de transmisión regional o a un sistema de distribución local de otro OR. También son activos de conexión los utilizados exclusivamente por un usuario final para conectarse a los niveles de tensión 4, 3, 2 o 1. Un usuario está conectado al nivel de tensión en el que está instalado su equipo de medida individual.
Los activos de conexión utilizados para conectar un OR al STR o al SDL de otro OR serán considerados en el cálculo de los cargos por uso del OR que se conecta y su operación y mantenimiento estarán bajo su responsabilidad.
Cuando estos activos sean compartidos por dos o más OR, estos deberán acordar cuál de ellos se encargará de la operación y el mantenimiento y el valor a remunerar entre ellos por dichas actividades.
A partir de la entrada en vigencia de la presente resolución, los activos de conexión a un STR o a un SDL que tengan varios usuarios finales conectados, serán considerados como activos de uso del STR o SDL.
Activos de nivel de tensión 1: son los conformados por las redes de transporte que operan a tensiones menores a 1 kV y los transformadores con voltaje secundario menor a 1 kV que las alimentan, incluyendo las protecciones y equipos de maniobra asociados, sin incluir los que hacen parte de instalaciones internas. Estos activos son considerados activos de uso.
Activos de uso de STR y SDL: son aquellos activos de transporte de electricidad que operan a tensiones inferiores a 220 kV que son utilizados por más de un usuario y son remunerados mediante cargos por uso de STR o SDL.
Activos en operación: son aquellos activos eléctricos que forman parte de un sistema utilizado de forma permanente en la actividad de distribución de energía eléctrica, incluyendo aquellos que están normalmente abiertos. Se entiende por sistemas normalmente abiertos aquellos que se encuentran disponibles para entrar en servicio en forma inmediata cuando se requieran.
Activos no eléctricos: son aquellos activos que no hacen parte de la infraestructura de transporte de energía eléctrica de los OR, pero que son requeridos para cumplir con su objeto social. Hacen parte de estos activos, entre otros, los siguientes: edificios (sedes administrativas, bodegas, talleres, etc.), maquinaria y equipos (grúas, vehículos, herramientas, etc.), equipos de cómputo y equipos de comunicaciones.
Activo no operativo: activo que estando disponible no se puede operar debido a la indisponibilidad de otro activo diferente a los que conforman su grupo de activos.
AOM: valor de los gastos de administración, operación y mantenimiento correspondientes a la actividad de distribución de energía eléctrica en los STR y SDL.
Base regulatoria de activos, BRA: valor de los activos utilizados para la prestación del servicio por parte del OR, está compuesta por activos eléctricos, activos no eléctricos y terrenos, este valor sirve de referencia para la remuneración de los ingresos asociados con las inversiones del OR para la prestación del servicio.
Capacidad disponible del activo: la capacidad disponible del activo es la parte de este que queda en operación en caso de un evento.
Cargos por uso del OR: son los cargos, expresados en $/kWh acumulados para cada nivel de tensión, que remuneran a un OR las inversiones en los activos de uso de los SDL y STR y los gastos de AOM en los que incurre para la prestación del servicio.
Centro nacional de despacho, CND: entidad encargada de la planeación, supervisión y control de la operación integrada de los recursos de generación, interconexión y transmisión del sistema interconectado nacional, teniendo como objetivo una operación segura, confiable y económica, con sujeción a la reglamentación vigente y a los acuerdos del CNO.
Conexión y acceso a redes: es el derecho que tiene todo usuario a utilizar las redes del sistema de transmisión nacional, de un sistema de transmisión regional y/o un sistema de distribución local, previo el cumplimiento de las normas que rijan el servicio, el pago de las retribuciones que correspondan y el principio de eficiencia consignado en la ley.
Consignación: es el procedimiento mediante el cual un transmisor solicita, y el CND estudia y autoriza la intervención de un equipo, de una instalación o de parte de ella.
Consignación de emergencia: es el procedimiento mediante el cual se autoriza, previa declaración del agente responsable, la realización de un mantenimiento y/o desconexión de un equipo o activo del 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.
Costos medios del operador de red: son los costos unitarios de inversión, administración, operación y mantenimiento calculados para cada OR expresados en $/kWh para cada nivel de tensión.
Disponibilidad: se define como el tiempo total sobre un período dado, durante el cual un activo de uso estuvo en servicio, o disponible para el servicio.
Evento: situación que causa la indisponibilidad parcial o total de un activo de uso y que ocurre de manera programada o no programada.
Fecha de corte: es el 31 de diciembre del año inmediatamente anterior al de la fecha de presentación de la solicitud de aprobación de ingresos.
Grupo de activos: grupo conformado por activos cuyas funcionalidades se encuentran interrelacionadas entre sí.
Indisponibilidad: se define como el tiempo sobre un período dado, durante el cual un activo de uso no estuvo en servicio o disponible para el servicio, con toda o parte de su capacidad nominal.
Inventario reconocido: hace referencia a los activos incluidos en la base de activos con la cual le fue aprobado el ingreso anual de los activos de nivel de tensión 4 de cada OR.
Liquidador y Administrador de Cuentas (LAC): entidad encargada de la liquidación y administración de cuentas de los cargos por uso de las redes del sistema interconectado nacional que le sean asignadas y de calcular el ingreso regulado de los transportadores, de acuerdo con las disposiciones contenidas en la regulación vigente.
Mantenimiento mayor: mantenimiento de activos de uso de los STR que se realiza por una vez cada seis (6) años y que requiere un tiempo mayor a las máximas horas anuales de indisponibilidad fijadas para dichos activos.
Mercado de comercialización: conjunto de usuarios regulados y no regulados conectados a un mismo sistema de transmisión regional y/o distribución local, servido por un mismo OR. También hacen parte del mercado de comercialización los usuarios conectados al STN del área de influencia del respectivo OR.
Migración de Usuarios a Niveles de Tensión Superiores (MUNTS): es la conexión de un usuario final al sistema de un OR en un nivel de tensión superior al que se encontraba conectado.
Niveles de tensión: los STR y SDL se clasifican por niveles, en función de la tensión nominal de operación, según la siguiente definición:
Nivel 4: sistemas con tensión nominal mayor o igual a 57,5 kV y menor a 220 kV.
Nivel 3: sistemas con tensión nominal mayor o igual a 30 kV y menor de 57,5 kV.
Nivel 2: sistemas con tensión nominal mayor o igual a 1 kV y menor de 30 kV.
Nivel 1: sistemas con tensión nominal menor a 1 kV.
Nodo: punto donde se conectan físicamente varios elementos de un sistema eléctrico. Normalmente es el barraje de una subestación.
Operador de red de STR y SDL, OR: persona encargada de la planeación de la expansión, las inversiones, la operación y el mantenimiento de todo o parte de un STR o SDL, incluidas sus conexiones al STN. Los activos pueden ser de su propiedad o de terceros. Para todos los propósitos son las empresas que tienen cargos por uso de los STR o SDL aprobados por la CREG. El OR siempre debe ser una empresa de servicios públicos domiciliarios. La unidad mínima de un SDL para que un OR pueda solicitar a la CREG aprobación de costos corresponde a las redes que atiendan la totalidad de los usuarios de un municipio.
Pérdidas eficientes de energía: corresponden a las pérdidas técnicas de energía en los niveles de tensión 4, 3 y 2, en el nivel de tensión 1 son la suma de las pérdidas técnicas de energía más las pérdidas no técnicas reconocidas.
Pérdidas no técnicas de energía: energía que se pierde en un mercado de comercialización por motivos diferentes al transporte y transformación de la energía eléctrica.
Pérdidas técnicas de energía: energía que se pierde en los STR y/o SDL a causa del transporte y la transformación de la energía eléctrica.
Pérdidas totales de energía: energía total que se pierde en un mercado de comercialización.
Plan de gestión de pérdidas de energía: conjunto de actividades que debe ejecutar un OR para reducir o mantener el índice de pérdidas en su sistema.
SAIDI: indicador de calidad que representa la duración promedio de las interrupciones de un sistema de distribución en un periodo de tiempo establecido, por sus siglas en inglés System Average Interruption Duration Index.
SAIFI: indicador de calidad que representa la cantidad promedio de interrupciones de un sistema de distribución en un periodo de tiempo establecido, por sus siglas en inglés System Average Interruption Frecuency Index.
Senda de reducción de pérdidas: trayectoria del índice de pérdidas totales de energía que un OR deberá seguir en un período determinado para lograr un índice de pérdidas de energía menor al inicial.
Sistema de Distribución Local (SDL): sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan en los niveles de tensión 3, 2 y 1 y son utilizados para la prestación del servicio en un mercado de comercialización.
Sistema de Transmisión Regional (STR): sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por los activos de conexión del OR al STN y el conjunto de líneas, equipos y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan en el nivel de tensión 4. Los STR pueden estar conformados por los activos de uno o más OR.
Sistema de Transmisión Nacional (STN): es el sistema de transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, equipos de compensación y subestaciones que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV, los transformadores con este nivel de tensión en el lado de baja y los correspondientes módulos de conexión.
Supervisión: adquisición, en forma directa o indirecta, de información de variables operativas del SIN y procesamiento de la misma, sin que esto implique control operativo de tales variables.
Tasa de retorno: tasa establecida para la actividad de distribución de energía eléctrica.
Trabajos de expansión: son las actividades necesarias para la entrada en operación comercial de los activos que componen los proyectos de expansión necesarios para la atención de nueva demanda.
Unidad Constructiva (UC): conjunto de elementos que conforman una unidad típica de un sistema eléctrico, destinada a la conexión de otros elementos de una red, al transporte o a la transformación de la energía eléctrica, o a la supervisión o al control de la operación de activos de los STR o SDL.
Unidad constructiva especial: es aquella que por sus características técnicas no se puede tipificar en ninguna de las UC definidas en la presente resolución.
Usuario: persona natural o jurídica que se beneficia con la prestación de un servicio público, bien como propietario del inmueble en donde 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.
Usuario conectado directamente al STN: son los usuarios finales del servicio de energía eléctrica conectados directamente al sistema de transmisión nacional.
También son usuarios conectados directamente al STN los que a la fecha de entrada en vigencia de la Resolución CREG 097 de 2008 tenían reconocida dicha condición.
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.
Usuarios de los STR o SDL: son los usuarios finales del servicio de energía eléctrica, OR y generadores conectados a estos sistemas.
ARTÍCULO 4o. CRITERIOS GENERALES. La metodología que se aplicará para el cálculo de los cargos por uso de los STR o SDL tendrá en cuenta los siguientes criterios generales:
a) En virtud del principio de integralidad de la tarifa establecido en la ley, los cargos de los SDL variarán según los índices de calidad del servicio prestado;
b) Los ingresos dependen de la ejecución de planes de inversión del OR, representada en reposición de activos, expansión del sistema, gestión de pérdidas de energía, mejoramiento de la calidad del servicio e incorporación de nuevas tecnologías;
c) Los cargos por uso a aplicar a los usuarios de un municipio distinguirán las inversiones realizadas en cumplimiento de obligaciones establecidas por autoridades judiciales, municipales, departamentales o nacionales;
d) La base regulatoria de activos de los niveles de tensión 4, 3 y 2 se determinará a partir de inventarios. La base regulatoria de activos del nivel de tensión 1 se determinará a partir de los costos estimados de una muestra representativa;
e) Los OR podrán presentar UC especiales para lo cual deberán suministrar la información correspondiente dentro de la respectiva actuación administrativa;
f) Los costos anuales de los STR se determinarán a partir de los activos de uso pertenecientes al nivel de tensión 4, de las conexiones al STN de los OR y los activos de uso aprobados en los planes de inversión;
g) Los costos anuales de los SDL se determinarán a partir de los activos de uso pertenecientes a los niveles de tensión 3, 2 y 1, los activos de uso aprobados en los planes de inversión y los pagos de cargos por uso entre OR;
h) La remuneración de los planes de gestión de pérdidas se efectuará con base en los costos eficientes de reducción y mantenimiento de pérdidas de los OR y se mantendrá siempre y cuando el OR cumpla con las metas aprobadas;
i) Para compartir las mejoras de productividad de la red con los usuarios, los cargos de nivel de tensión 1 se disminuirán teniendo en cuenta los ingresos recibidos por el OR por la prestación de servicios distintos al de distribución de electricidad;
j) Los usuarios y las personas naturales o jurídicas que sean propietarios de activos de nivel de tensión 1 pagarán cargos de este nivel de tensión, descontando la parte del cargo que corresponda a la inversión;
k) Los usuarios conectados en el nivel de tensión 1 de barrios subnormales pagarán cargos del nivel de tensión donde se conecta el transformador de distribución secundaria;
l) El comercializador cobrará al usuario los cargos por uso del nivel de tensión donde se encuentre conectado su sistema de medición;
m) Los cargos por uso resultantes de aplicar la metodología contenida en esta resolución remunerarán el uso de la infraestructura y los gastos de AOM necesarios para llevar la energía eléctrica desde los puntos de conexión al STN, hasta el punto de conexión de los usuarios finales a los STR o SDL. Estos cargos por uso no incluyen los costos de conexión del usuario al respectivo sistema;
n) Un OR será remunerado mediante cargos por uso por la totalidad de los activos de uso que opera y mantiene en desarrollo de la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica, independientemente de que sea o no propietario de los mismos y sin perjuicio de la remuneración que deberá pagar al propietario por su inversión, con excepción de los bienes o derechos que no deban incluirse en el cálculo de las tarifas en los términos del artículo 87 numeral 87.9 de la Ley 142 de 1994, en la forma en que quedó modificado por el artículo 99 de la Ley 1450 de 2011;
o) Cualquier usuario del STR o SDL podrá contratar la disponibilidad de capacidad de respaldo de la red con el OR del sistema al cual se conecta, siempre y cuando exista la posibilidad técnica de ofrecerla y se pague por ello;
p) Los activos dedicados exclusivamente a la prestación del servicio de alumbrado público no hacen parte de los activos que se remuneran vía cargos por uso;
q) Los comercializadores aplicarán cargos por uso del STR y SDL a la demanda asociada con la prestación del servicio de alumbrado público del nivel de tensión al cual se conecten las redes dedicadas exclusivamente a la prestación de este servicio. Cuando no existan redes exclusivas para el alumbrado público, el comercializador aplicará sobre las demandas respectivas cargos por uso del nivel de tensión 2. Si el alumbrado público posee medida de energía en nivel de tensión 1 y el transformador no es de propiedad del OR, el comercializador aplicará cargos por uso de este nivel, descontando la parte del cargo que corresponda a la inversión;
r) Los ingresos que perciben los OR por concepto de contratos de capacidad de respaldo, MUNTS y de compartición de infraestructura serán tenidos en cuenta en la liquidación del ingreso correspondiente.
ARTÍCULO 5o. INFORMACIÓN BASE PARA EL CÁLCULO DE LOS INGRESOS. Para la aprobación de los ingresos de un OR se tendrá en cuenta, principalmente, la siguiente información:
a) Inventarios de activos de uso de los niveles de tensión 4, 3 y 2 de responsabilidad del OR que deban ser remunerados mediante cargos por uso;
b) Identificación de las UC operadas por el OR cuyo valor no debe incluirse en el cálculo de los cargos en los términos del artículo 87 numeral 87.9 de la Ley 142 de 1994 en la forma en que quedó modificado por el artículo 99 de la Ley 1450 de 2011;
c) Áreas de los terrenos donde están ubicadas las subestaciones junto con su valor catastral;
d) Cantidad de energía transportada en cada nivel de tensión durante los doce meses que finalizan en la fecha de corte;
e) Cantidad de energía registrada en todas las fronteras comerciales, durante los doce meses que finalizan en la fecha de corte;
f) Cantidad de energía vendida por todos los comercializadores del mercado en el mercado de comercialización reportada al SUI, por nivel de tensión, durante los doce meses que finalizan en la fecha de corte. Para nivel de tensión 1 se descontará la energía vendida en los barrios subnormales que deberá ser informada por el OR en su solicitud, aclarando si dicha energía se encuentra o no incluida en la reportada al SUI;
g) Información de los transformadores con secundario en nivel de tensión 1, reportados al SUI en la base de datos de indicadores de calidad a la fecha de corte, excluyendo los que atienden usuarios de barrios subnormales. Estos activos a excluir deben ser identificados y reportados por el OR en su solicitud;
h) Información contable reportada al SUI para los cinco (5) años calendario que finalizan en la fecha de corte;
i) Información de indicadores de calidad registrada en el SUI, para los cinco (5) años calendario que finalizan en la fecha de corte;
j) Información sobre eventos en los activos del STR reportados por los OR;
k) Ingresos por la explotación de la infraestructura remunerada a través de cargos por uso por concepto de respaldo y por otras actividades diferentes a la de distribución de energía eléctrica, durante los cinco (5) años que finalizan en la fecha de corte;
l) Información de planes de inversión en expansión, reposición, calidad, pérdidas y tecnología.
PARÁGRAFO. Para las empresas resultantes de fusiones o desintegraciones la información base, según la antigüedad con que sea requerida en esta resolución, comprenderá la de las empresas que dieron lugar a la fusión o a la desintegración.
ARTÍCULO 6o. CONTENIDO DE LA SOLICITUD DE APROBACIÓN DE INGRESOS. Dentro de los noventa (90) días calendario, siguientes a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución los OR deberán someter a aprobación de la CREG, lo siguiente:
a) Cálculo de ingresos anuales por el uso de los activos del STR y SDL, los cuales, deberán calcularse de conformidad con lo establecido en el capítulo 2;
b) Memorias de cálculo con la totalidad de las variables utilizadas para la solicitud de aprobación ingresos, en los formatos definidos por la Comisión.
En esta misma oportunidad los OR deberán suministrar el diagrama unifilar de las redes de los niveles de tensión 4, 3 y 2, especificando todas las conexiones a otros OR y al STN y toda la información necesaria para la aprobación de cargos y que sea de su responsabilidad en los términos de esta resolución.
ARTÍCULO 7o. CÁLCULO DE LOS CARGOS DE LOS STR. Los cargos de los STR y SDL serán calculados por el LAC a partir de los ingresos anuales aprobados por la CREG, de acuerdo con lo establecido en el capítulo 1.
ARTÍCULO 8o. NUEVOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN. Quienes pretendan operar nuevos sistemas de distribución que se constituyan con posterioridad a la entrada en vigencia de la presente resolución, deberán obtener previamente la aprobación de costos y cargos por parte de la CREG. Con la solicitud de aprobación de cargos por uso de STR o SDL, el agente deberá reportar el listado de municipios a atender.
a) Cuando se trate de la conformación de nuevos sistemas a partir de la división de activos de un OR existente, los respectivos agentes deberán someter en forma previa, para la aprobación de la CREG, la información de que trata esta resolución para los nuevos sistemas que van a operar;
b) Un OR que entra a reemplazar a otro OR que opera una red existente, que ya tiene cargos aprobados para un STR o SDL, no requiere una nueva aprobación de costos por parte de la Comisión;
c) Cuando se trate de la unificación de los sistemas de dos o más OR, los costos para el nuevo sistema se calcularán: i) sumando los ingresos anuales de los niveles de tensión, ii) ponderando las pérdidas de energía con base en la energía útil de cada nivel de tensión de los OR antes de la unificación.
ARTÍCULO 9o. ÍNDICES DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA Y PLANES DE GESTIÓN DE PÉRDIDAS. Las pérdidas de energía en cada nivel de tensión se establecerán con base en la información disponible de cada sistema, acorde con lo contenido en el capítulo 8, y servirán para definir los índices de referencia al STN.
Con base en lo establecido en los Decretos números 387 de 2008<sic, 2007> y 1937 de 2013, se definirán planes de gestión de pérdidas mediante los cuales se remunerarán los planes de reducción de pérdidas y, para aquellos OR que hayan alcanzado los índices de referencia, los planes de mantenimiento de pérdidas acorde con lo descrito en el capítulo 8.
Los autogeneradores podrán adelantar estudios que demuestren los beneficios en reducción de pérdidas de energía con base en los cuales podrán compartir dichos beneficios con el OR del sistema al que se conecten, como resultado del mutuo acuerdo entre las partes.
ARTÍCULO 10. CALIDAD DEL SERVICIO DE DISTRIBUCIÓN. La calidad del servicio se determinará a partir de la información recolectada por el CND sobre la duración de las indisponibilidades de los activos de cada STR. La remuneración que reciben los OR, responsables de tales activos, se disminuirá cuando se incumplan las metas y las exigencias señaladas en el capítulo 6.
Para los SDL la calidad del servicio de distribución prestado por un OR se evaluará anualmente en términos de la calidad media brindada a los usuarios conectados a estos niveles de tensión, comparándola con las metas establecidas para cada OR. En función de las mejoras o desmejoras en la calidad media del servicio prestado respecto de las metas establecidas, el OR podrá obtener un aumento o disminución de sus ingresos y deberá compensar a los usuarios a quienes no les entregue una calidad mínima, definida por la CREG para cada grupo de calidad, con base en la metodología descrita en el capítulo 6.
ARTÍCULO 11. ACTUALIZACIÓN, LIQUIDACIÓN Y RECAUDO DE LOS CARGOS POR USO DE STR Y SDL. Los cargos por uso de los STR y SDL, se actualizarán, liquidarán y recaudarán, así:
Los cargos por uso por nivel de tensión serán calculados, actualizados y publicados por el LAC dentro de los primeros siete (7) días hábiles de cada mes, según lo establecido en el Capítulo 1 y serán utilizados por los comercializadores para el cálculo del costo unitario de prestación del servicio según la metodología vigente.
Los comercializadores de energía deberán pagar los cargos 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 12. CONFORMACIÓN DE LOS STR Y SDL. Para efectos de la liquidación de cargos por uso se establecen los STR definidos en el capítulo 9.
PARÁGRAFO. Las redes de nuevos OR serán integradas a uno de los STR establecidos dependiendo de la ubicación de sus activos dentro de los referidos sistemas.
ARTÍCULO 13. TRATAMIENTO DE ACTIVOS DE CONEXIÓN AL STN. Los activos de conexión del OR al STN que utilizan los OR serán considerados en el cálculo de los costos del STR y se remunerarán vía cargos por uso, sin perjuicio de los contratos de conexión que existan con el propietario de los activos.
Los usuarios finales pagarán los cargos por uso del nivel de tensión donde se encuentren conectados sus activos de conexión.
PARÁGRAFO. Para las situaciones particulares y concretas consolidadas con anterioridad a la entrada en vigencia de la Resolución CREG 097 de 2008 en las que se tengan usuarios finales considerados como conectados directamente al STN no habrá lugar al cobro de cargos por uso de STR o SDL. Para este efecto, el LAC publicará y usará el listado de fronteras de usuarios conectados directamente al STN registrados en la oportunidad citada y excluirá dicha demanda de energía de participar en los cargos por uso de los niveles de tensión 3, 2 o 1.
ARTÍCULO 14. MIGRACIÓN DE USUARIOS A NIVELES DE TENSIÓN SUPERIORES. En cualquier momento los usuarios de los SDL podrán solicitar al OR del sistema al cual se conectan, a través de su comercializador, el cambio de nivel de tensión de su conexión, previo el cumplimiento de los siguientes requisitos ante el respectivo OR:
a) Existencia de capacidad disponible en el punto de conexión de nivel de tensión superior;
b) Acuerdo de pago de los costos asociados con la migración de nivel de tensión, según lo establecido en el capítulo 12.
PARÁGRAFO. El OR deberá aprobar el cambio del nivel de tensión dentro de los quince (15) días siguientes al de la solicitud cuando exista la capacidad y el usuario haya justificado la necesidad y acordado el pago de los costos previstos en el literal b) de este artículo.
El valor total del costo asociado con la migración de nivel de tensión debe ser reportado por el OR al LAC durante el mes siguiente al de celebración del contrato para que su valor sea descontado del ingreso del respectivo nivel de tensión del OR. El LAC debe llevar un registro de las migraciones entre niveles de tensión reportadas por los OR.
ARTÍCULO 15. CARGOS POR DISPONIBILIDAD DE CAPACIDAD DE RESPALDO DE LA RED. Los usuarios de los STR o SDL podrán solicitar al OR del sistema al cual se conectan a través de su comercializador la suscripción de un contrato de disponibilidad de capacidad de respaldo de la red, de acuerdo con lo establecido en el Capítulo 11. El OR deberá otorgar dicha disponibilidad, siempre y cuando tenga la capacidad disponible en su sistema en el punto de conexión solicitado por el usuario.
PARÁGRAFO 1o. Una vez sea acordado el contrato, el valor debe ser informado al LAC para el cálculo de los ingresos del OR. El LAC debe llevar un registro de los contratos de respaldo en los SDL y STR.
PARÁGRAFO 2o. Cuando no se contrate el servicio de capacidad de respaldo o no se disponga de la capacidad requerida para la prestación del servicio, los OR no estarán obligados a garantizar la disponibilidad.
PARÁGRAFO 3o. El OR debe reportar al LAC los valores recibidos en el período 2009-2013, en pesos de la fecha de corte, por concepto de cargos por disponibilidad de respaldo de la red conforme a lo establecido en el artículo 14 de la Resolución CREG 097 de 2008, para ser descontados de la liquidación de ingresos del primer período.
ARTÍCULO 16. TRANSPORTE DE ENERGÍA REACTIVA. El OR o usuario final pagarán por el transporte de energía reactiva de acuerdo con lo establecido en el Capítulo 13, siempre que se superen los límites establecidos en cada caso.
El OR podrá conectar equipos de medida de energía reactiva para identificar a aquellos usuarios que por su consumo de energía reactiva estén obligados al pago de la misma conforme a lo establecido en esta disposición y a la instalación del medidor correspondiente.
ARTÍCULO 17. TRATAMIENTO DE ACTIVOS DE CONEXIÓN Y ACTIVOS DE USO. Los activos que sean declarados para ser remunerados mediante cargos por uso al momento de la solicitud de aprobación de ingresos por parte del OR, mantendrán este tipo de remuneración durante todo el período tarifario. Los activos de conexión existentes que no son declarados para ser remunerados a través de cargos por uso en la misma oportunidad, mantendrán tal condición durante todo el período tarifario.
PARÁGRAFO 1o. Durante el período tarifario, los OR no podrán exigir la remuneración, a través de contratos de conexión por activos que hayan sido reportados para ser remunerados mediante cargos por uso.
PARÁGRAFO 2o. Si a través de un activo se conectan uno o varios transportadores al STR o a un SDL, el activo se remunerará mediante cargos por uso en la proporción a la utilización por cada OR.
ARTÍCULO 18. DECISIÓN SOBRE APROBACIÓN DE LOS INGRESOS DE CADA OR. Una vez presentada la información por los OR, y adelantada la correspondiente actuación administrativa que garantice el derecho al debido proceso de los interesados, de conformidad con los procedimientos establecidos por la ley, la Comisión procederá a aprobar los ingresos anuales de que trata la presente resolución.
PARÁGRAFO. Cuando el OR no someta a aprobación de la CREG la solicitud de cargos en el plazo previsto, la Comisión fijará los ingresos anuales de cada nivel de tensión con la información disponible y sin incorporar ingresos asociados con los planes de inversión, sin perjuicio de las sanciones y demás medidas a que haya lugar. Estos cargos estarán vigentes hasta que el OR formule la respectiva solicitud y los nuevos le sean aprobados.
ARTÍCULO 19. VIGENCIA DE LOS CARGOS POR USO. Los cargos por uso de los STR y SDL que defina la Comisión estarán vigentes desde la fecha en que quede en firme la resolución que los apruebe y hasta cuando se cumplan cinco años desde la entrada en vigencia de la presente resolución, sin perjuicio de las actualizaciones a que haya lugar.
PARÁGRAFO. Vencido el período de vigencia de los cargos por uso que apruebe la Comisión, estos continuarán rigiendo hasta que la Comisión apruebe los nuevos.
ARTÍCULO 20. DEROGATORIAS. La presente resolución deroga aquellas disposiciones que le sean contrarias.
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.
| CAPÍTULO 1. | Cálculo de cargos por uso |
| 1.1 | CARGOS POR USO DE NIVEL DE TENSIÓN 4 |
| 1.1.1 | Cargos por el uso de activos de tensión 4 |
| 1.1.2 | Cargos por el uso de activos locales de tensión 4 |
| 1.2 | CARGOS POR USO DE NIVEL DE TENSIÓN 3 |
| 1.2.1 | Cargos por el uso de activos de nivel de tensión 3 |
| 1.2.2 | Cargos por el uso de activos locales de nivel de tensión 3 |
| 1.3 | CARGOS POR USO DE NIVEL DE TENSIÓN 2 |
| 1.3.1 | Cargos por el uso de activos de nivel de tensión 2 |
| 1.3.2 | Cargos por el uso de activos locales de nivel de tensión 2 |
| 1.4 | CARGOS POR USO DE NIVEL DE TENSIÓN 1 |
| 1.4.1 | Cargos por el uso de activos de nivel de tensión 1 |
| 1.4.2 | Cargos por el uso de activos locales de nivel de tensión 1 |
| 1.4.3 | Cargos de AOM de nivel de tensión 1 |
| CAPÍTULO 2. | CÁLCULO DE LOS INGRESOS DE LOS OR |
| 2.1 | INGRESOS POR NIVEL DE TENSIÓN |
| 2.1.1 | Ingresos de nivel de tensión 4 |
| 2.1.2 | Ingresos de nivel de tensión 3 |
| 2.1.3 | Ingresos de nivel de tensión 2 |
| 2.1.4 | Ingresos de nivel de tensión 1 |
| 2.2 | INGRESOS ANUALES |
| CAPÍTULO 3. | INGRESO ANUAL POR INVERSIÓN EN ACTIVOS, IAA. |
| 3.1 | BASE REGULATORIA DE ACTIVOS |
| 3.1.1 | Base regulatoria de activos eléctricos |
| 3.1.2 | Base regulatoria de activos no eléctricos |
| 3.2 | RECUPERACIÓN DE CAPITAL RECONOCIDA |
| 3.2.1 | Recuperación de capital de activos de la BRA inicial |
| 3.2.2 | Recuperación de capital de activos nuevos |
| 3.3 | BASE REGULATORIA DE TERRENOS |
| CAPÍTULO 4. | INGRESO ANUAL POR GASTOS DE AOM, IAAOM. |
| 4.1 | AOM A RECONOCER |
| 4.1.1 | AOM demostrado |
| 4.1.2 | AOM remunerado |
| 4.1.3 | AOM inicial |
| 4.1.4 | AOM por niveles de tensión |
| 4.2 | VALOR DE AOM PARA NUEVAS INVERSIONES |
| 4.3 | VERIFICACIÓN DEL VALOR ANUAL DE AOM |
| CAPÍTULO 5. | INGRESO ANUAL POR INCENTIVOS, IAINC |
| 5.1 | INCENTIVOS POR EFICIENCIA EN INVERSIONES |
| 5.1.1 | Inversiones de referencia |
| 5.1.2 | Incentivo por eficiencia en inversiones alcanzado |
| 5.2 | INCENTIVOS POR EFICIENCIA EN AOM |
| 5.2.1 | Gastos de AOM de referencia |
| 5.2.2 | Incentivo por eficiencia de AOM alcanzado |
| 5.3 | INCENTIVOS POR EFICIENCIA EN CALIDAD DEL SERVICIO |
| CAPÍTULO 6. | CALIDAD DEL SERVICIO |
| 6.1 | CALIDAD DEL SERVICIO EN LOS STR |
| 6.1.1 | Activos sujetos al esquema de calidad |
| 6.1.2 | Bases de datos |
| 6.1.3 | Reglamento para el reporte de eventos |
| 6.1.4 | Máximas horas anuales de indisponibilidad |
| 6.1.5 | Máximos permitidos de indisponibilidad. |
| 6.1.6 | Indisponibilidad de los activos de uso del STR |
| 6.1.7 | Estimación de la capacidad disponible |
| 6.1.8 | Eventos excluidos |
| 6.1.9 | Procedimiento para los mantenimientos mayores |
| 6.1.10 | Activos que entran en operación comercial |
| 6.1.11 | Valor de referencia para compensación |
| 6.1.12 | Remuneración en algunos casos de indisponibilidad |
| 6.1.13 | Compensaciones |
| 6.1.14 | Informe sobre ENS |
| 6.1.15 | Zona excluida de CNE |
| 6.1.16 | Límite de los valores a compensar |
| 6.2 | CALIDAD DEL SERVICIO EN LOS SDL |
| 6.2.1 | Interrupciones del servicio de energía |
| 6.2.2 | Grupos de calidad para la medición |
| 6.2.3 | Niveles de calidad media del servicio |
| 6.2.4 | Niveles de calidad individual |
| 6.2.5 | Contratos de calidad extra |
| 6.2.6 | Requisitos del esquema de incentivos y compensaciones |
| 6.2.7 | Información básica para la aplicación del esquema de incentivos |
| 6.2.8 | Verificaciones a la información |
| 6.2.9 | Responsabilidades de información sobre la calidad en los SDL |
| 6.2.10 | Calidad en empresas o en redes que se interconecten al SIN |
| CAPÍTULO 7. | PLANES DE INVERSIÓN |
| 7.1 | CRITERIOS GENERALES |
| 7.2 | PRESENTACIÓN DE LOS PLANES DE INVERSIÓN |
| 7.3 | CONTENIDO DE LOS PLANES DE INVERSIÓN |
| 7.3.1 | Plan de inversiones en expansión |
| 7.3.2 | Plan de inversiones en reposición |
| 7.3.3 | Plan de inversiones en calidad del servicio |
| 7.3.4 | Plan de inversiones en reducción de pérdidas |
| 7.3.5 | Plan de inversiones en renovación tecnológica |
| 7.4 | APROBACIÓN DE LOS PLANES DE INVERSIÓN |
| 7.5 | SEGUIMIENTO DE LOS PLANES DE INVERSIÓN |
| 7.6 | AJUSTE DE LOS PLANES DE INVERSIÓN |
| 7.7 | PUBLICIDAD Y DIFUSIÓN DE LOS PLANES DE INVERSIÓN |
| CAPÍTULO 8. | PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA |
| 8.1 | PÉRDIDAS RECONOCIDAS POR NIVEL DE TENSIÓN |
| 8.1.1 | Nivel de tensión 4, Pj,4 |
| 8.1.2 | Niveles de tensión 3 y 2, Pj,3 y Pj,2. |
| 8.1.3 | Nivel de tensión 1, Pj,1 |
| 8.2 | DETERMINACIÓN DE LOS FACTORES PARA REFERIR AL STN |
| 8.3 | PLAN DE GESTIÓN DE PÉRDIDAS |
| 8.3.1 | Requisitos para la presentación del plan |
| 8.3.2 | Cálculo del costo del plan |
| 8.3.3 | Inicio y seguimiento del plan de reducción de pérdidas |
| 8.3.4 | Liquidación, Recaudo y Actualización del CPROGj,m |
| 8.3.5 | Suspensión, cancelación del plan y devolución de ingresos |
| 8.3.6 | Cálculo de índices de pérdidas |
| 8.3.7 | Cálculo de flujos de energía |
| CAPÍTULO 9. | CONFORMACIÓN DE STR |
| 9.1.1 | STR norte |
| 9.1.2 | STR centro-sur |
| CAPÍTULO 10. | CARGOS HORARIOS |
| 10.1 | CURVAS DE CARGA TÍPICAS POR NIVEL DE TENSIÓN. |
| 10.2 | PERIODOS DE CARGA MÁXIMA, MEDIA Y MÍNIMA |
| 10.3 | CÁLCULO DE CARGOS HORARIOS. |
| CAPÍTULO 11. | CARGOS POR RESPALDO DE LA RED |
| CAPÍTULO 12. | COSTOS ASOCIADOS CON MUNTS |
| CAPÍTULO 13. | COSTOS DE TRANSPORTE DE ENERGÍA REACTIVA |
| CAPÍTULO 14. | UC PARA VALORACIÓN DE ACTIVOS NUEVOS |
| 14.1 | UC DE NIVELES DE TENSIÓN 4, 3 Y 2. |
| 14.1.1 | UC asociadas a subestaciones |
| 14.1.2 | UC asociadas a líneas |
| 14.2 | COSTOS ACTIVOS DE NIVEL DE TENSIÓN 1. |
| CAPÍTULO 15. | UC PARA VALORACIÓN DE ACTIVOS BRA INICIAL |
| 15.1 | UC de NIVELES DE TENSIÓN 4, 3 Y 2 |
| 15.2 | COSTOS ACTIVOS DE NIVEL DE TENSIÓN 1. |
CÁLCULO DE CARGOS POR USO.
Para cada uno de los niveles de tensión se calcularán mensualmente dos cargos por uso. Estos serán calculados por el LAC durante los primeros diez (10) días calendario, de acuerdo con las siguientes expresiones.
1.1 CARGOS POR USO DE NIVEL DE TENSIÓN 4
Para cada uno de los OR, el LAC calculará los cargos por uso de nivel de tensión 4 de la siguiente manera:
Donde:
| Dt4,R,m,t: | Cargo por uso del nivel de tensión 4 del STR R para el mes m del año t, en $/kWh. |
| CD4,R,m,t: | Cargo del nivel de tensión 4 del STR R, en el mes m del año t, en $/kWh, según lo establecido en el numeral 1.1.1. |
| Dt4,j,p,m,t: | Cargo por uso del nivel de tensión 4 del municipio p, $/kWh, para el mes m en el año t. |
| CD4,j,p,m,t: | Cargo de tensión 4 del OR j aplicable en el municipio p, en el mes m del año t, en $/kWh, según lo establecido en el numeral 1.1.2. |
Los cargos por uso por cada kWh transportado en el nivel de tensión 4 deben ser pagados por los comercializadores a los OR y deben ser trasladados a los usuarios regulados y no regulados.
Mientras la fórmula de cálculo del costo unitario de prestación del servicio, CU, cuente con una sola variable para reflejar los costos de distribución, dicha variable será el resultado de la suma de Dt4,R,m,t y Dt4,j,p,m,t.
Para el nivel de tensión 4, en cada STR, se conforman dos cargos. Mediante el primero se remunera la infraestructura de este nivel de tensión, excluyendo los activos construidos por requerimientos judiciales u obligaciones impuestas por autoridades locales, departamentales o nacionales y, mediante el segundo, se remuneran los cargos excluidos del primero.
1.1.1 Cargos por el uso de activos de tensión 4
Para cada uno de los STR, el LAC estimará el cargo de nivel de tensión 4 así:
Donde:
| CD4,R,m,t: | Cargo de nivel de tensión 4 del STR R, en el mes m del año t, en $/kWh |
| IMj,4,R,m,t: | Ingreso mensual del OR j en el nivel de tensión 4 perteneciente al STR R en el mes m del año t, en pesos, calculado según lo establecido en el numeral 2.1.1.1. |
| TR: | Número total de OR que conforman el STR R. |
| NCR: | Número total de convocatorias ejecutadas en el STR R. |
| Eej,4,m-1: | Energía de entrada al sistema del OR j en el nivel de tensión 4 durante el mes m-1, expresada en kWh, calculada de acuerdo con lo establecido en el numeral 8.3.7.1 |
| Pj,4: | Índice de pérdidas del OR j del nivel de tensión 4, calculado conforme a lo establecido en el numeral 8.1.1. |
1.1.2 Cargos por el uso de activos locales de tensión 4
Para cada uno de los STR, el LAC estimará el cargo de nivel de tensión 4 así:
Donde:
| CD4,j,p,m,t: | Cargo de nivel de tensión 4 del sistema del OR j aplicable en el municipio p, en el mes m del año t, en $/kWh |
| IMj,4,p,m,t: | Ingreso mensual del OR j en el nivel de tensión 4 aplicable en el municipio p en el mes m del año t, en pesos, según lo indicado en el numeral 2.1.1.2. |
| IAINCj,n,t: | Ingreso anual por incentivos del nivel n de tensión 4, del OR j, en el año t, según lo establecido en el Capítulo 5. |
| Eej,4,m-1 : | Energía de entrada al sistema del OR j en el nivel de tensión 4 durante el mes m-1, expresada en kWh, calculada de acuerdo con lo establecido en el numeral 8.3.7.1 |
| Pj,4: | Índice de pérdidas del OR j del nivel de tensión 4, calculado conforme a lo establecido en el numeral 8.1.1. |
| V4,j,p,m,t : | Ventas de energía en el nivel de tensión 4 de todos los comercializadores del mercado del OR j en el municipio p en el mes m del año t. |
| V4,j,m,t: | Ventas de energía en el nivel de tensión 4 de todos los comercializadores del mercado del OR j en el mes m del año t. |
1.2 CARGOS POR USO DE NIVEL DE TENSIÓN 3
Para cada uno de los OR, el LAC calculará los cargos por uso de nivel de tensión 3 de la siguiente manera:
Donde:
| Dt3,j,m,t: | Cargo por uso del nivel de tensión 3 del OR j, $/kWh, para el mes m en el año t. |
| CD4,R,m,t: | Cargo del nivel de tensión 4 del STR R, en el mes m del año t, en $/kWh, según el numeral 1.1.1. |
| CD3,j,m,t: | Cargo del nivel de tensión 3 del OR j, en el mes m del año t, en $/kWh, según el numeral 1.2.1. |
| Dt3,j,p,m,t: | Cargo por uso del nivel de tensión 3 del OR j en el municipio p, $/kWh, para el mes m en el año t. |
| CD4,j,p,m,t: | Cargo de nivel de tensión 4 del OR j aplicable en el municipio p, en el mes m del año t, en $/kWh, donde se incluyen exclusivamente los activos construidos con base en lo ordenado por autoridades judiciales o autoridades municipales, departamentales o nacionales; según el numeral 1.1.2. |
| CD3,j,p,m,t: | Cargo de nivel de tensión 3 del OR j aplicable en el municipio p, en el mes m del año t, en $/kWh, donde se incluyen exclusivamente los activos construidos con base en lo ordenado por autoridades judiciales o autoridades municipales, departamentales o nacionales, según el numeral 1.2.2. |
Estos cargos por uso deben ser pagados por los comercializadores a los OR por cada kWh transportado en el nivel de tensión 3 y deben ser trasladados a los usuarios regulados y no regulados.
Mientras la fórmula de cálculo del costo unitario de prestación del servicio cuente con una sola variable para reflejar los costos de distribución, dicha variable será el resultado de la suma de Dt3,j,m,t y Dt3,j,p,m,t.
Para el nivel de tensión 3 se conforman dos cargos. Mediante los primeros se remunera toda la infraestructura del nivel de tensión correspondiente excluyendo los activos construidos por requerimientos judiciales u obligaciones impuestas por autoridades locales, departamentales o nacionales y, mediante los segundos, se remuneran los cargos excluidos del primero.
1.2.1 Cargos por el uso de activos de nivel de tensión 3
Los cargos para el nivel de tensión 3 se calculan según la siguiente expresión:
Donde:
| CD3,j,m,t: | Cargo del nivel de tensión 3 del sistema del OR j, en el mes m del año t, en $/kWh. |
| IAj,3,t: | Ingreso anual del ORj del nivel n de tensión 3, del año t, según el numeral 2.1.2 |
| Eej,3,m: | Energía de entrada al sistema del ORj en el nivel de tensión 3, durante el mes m, expresada en kWh y calculada de acuerdo con lo establecido en el numeral 8.3.7.1. |
| Pj,3: | Índice de pérdidas del OR j en el nivel de tensión 3, calculado conforme a lo establecido en el numeral 8.1.2. |
1.2.2 Cargos por el uso de activos locales de nivel de tensión 3
Para cada OR, el LAC estimará el cargo de nivel de tensión 3 así:
Donde:
| CD3,j,p,m,t: | Cargo de nivel de tensión 3 del sistema del ORj aplicable en el municipio p, en el mes m del año t, en $/kWh |
| IA j,p,3,t: | Ingreso anual del ORj en el municipio p, del nivel de tensión 3 del año t. Se calcula de la misma forma que la variable IAj,3,t para remunerar de forma exclusiva los activos construidos con base en lo ordenado por autoridades judiciales o autoridades municipales, departamentales o nacionales; según el numeral 2.1.2. |
| IAINCj,3,t: | Ingreso anual por incentivos del nivel de tensión 3, del ORj, en el año t, según lo establecido en el Capítulo 5. |
| Eej,3,m: | Energía de entrada al sistema del OR j en el nivel de tensión 3, durante el mes m, expresada en kWh y calculada de acuerdo con lo establecido en el numeral 8.3.7.1. |
| Pj,3: | Índice de pérdidas del ORj en el nivel de tensión 3, calculado conforme a lo establecido en el numeral 8.1.2 |
| V3,j,p,m,t : | Ventas de energía en el nivel de tensión 3 de todos los comercializadores del mercado del OR j en el municipio p en el mes m del año t. |
| V3,j,m,t: | Ventas de energía en el nivel de tensión 3 de todos los comercializadores del mercado del OR j en el mes m del año t. |
| IPPm-1: | Índice de precios al productor total nacional correspondiente al mes m-1. |
| IPPo: | Índice de precios al productor total nacional de la fecha de corte. |
1.3 CARGOS POR USO DE NIVEL DE TENSIÓN 2
Para cada uno de los OR, el LAC calculará los cargos por uso de nivel de tensión 2 de la siguiente manera:
Donde:
| Dt2,j,m,t: | Cargo por uso del nivel de tensión 2 del ORj, en $/kWh, para el mes m en el año t. |
| CD4,R,m,t: | Cargo del nivel de tensión 4 del STR R, en el mes m del año t, en $/kWh, según lo establecido en el numeral 1.1.1. |
| CD3,j,m,t: | Cargo del nivel de tensión 3 del OR j, en el mes m del año t, en $/kWh, según el numeral 1.2.1. |
| CD2,j,m,t: | Cargo del nivel de tensión 2 del OR j, en el mes m del año t, en $/kWh, según el numeral 1.3.1 |
| Dt2,j,p,m,t: | Cargo por uso del nivel de tensión 2 del OR j en el municipio p, $/kWh, para el mes m en el año t. |
| CD4,j,p,m,t: | Cargo de nivel de tensión 4 del OR j aplicable en el municipio p, en el mes m del año t, en $/kWh, donde se incluyen exclusivamente los activos construidos con base en lo ordenado por autoridades judiciales o autoridades municipales, departamentales o nacionales. |
| CD3,j,p,m,t: | Cargo de nivel de tensión 3 del OR j aplicable en el municipio p, en el mes m del año t, en $/kWh, donde se incluyen exclusivamente los activos construidos con base en lo ordenado por autoridades judiciales o autoridades municipales, departamentales o nacionales. |
| CD2,j,p,m,t: | Cargo de nivel de tensión 2 del OR j aplicable en el municipio p, en el mes m del año t, en $/kWh, donde se incluyen exclusivamente los activos construidos con base en lo ordenado por autoridades judiciales o autoridades municipales, departamentales o nacionales. |
Estos cargos por uso deben ser pagados por los comercializadores a los OR por cada kWh transportado en el nivel de tensión 2 y deben ser trasladados a los usuarios regulados y no regulados.
Mientras la fórmula de cálculo del costo unitario de prestación del servicio cuente con una sola variable para reflejar los costos de distribución, dicha variable será el resultado de la suma de Dt2,j,m,t y Dt2,j,p,m,t.
Para el nivel de tensión 2 se determinan dos cargos. Con el primero se remunera la infraestructura del nivel de tensión correspondiente, excluyendo los activos construidos por requerimientos judiciales u obligaciones impuestas por autoridades locales, departamentales o nacionales y, mediante el segundo, se remuneran los cargos excluidos del primero.
1.3.1 Cargos por el uso de activos de nivel de tensión 2
Los cargos para el nivel de tensión 2 se calculan según lo establecido en la siguiente expresión:
Donde:
| CD2,j,m,t: | Cargo del nivel de tensión 2 del sistema del OR j, en el mes m del año t, en $/kWh. |
| IAj,2,t: | Ingreso anual del OR j del nivel n de tensión 2, del año t, según lo establecido en el numeral 2.1.3. |
| Eej,2,m: | Energía de entrada al sistema del OR j en el nivel de tensión 2, durante el mes m, expresada en kWh y calculada de acuerdo con lo establecido en el numeral 8.3.7.1. |
| Pj,2: | Índice de pérdidas del OR j en el nivel de tensión 2, calculado conforme a lo establecido en el numeral 8.1.2 |
1.3.2 Cargos por el uso de activos locales de nivel de tensión 2
Para cada OR, el LAC estimará el cargo de nivel de tensión 2 así:
Donde:
| CD2,j,p,m,t: | Cargo de nivel de tensión 2 del sistema del OR j aplicable en el municipio p, en el mes m del año t en $/kWh |
| IAj,p,2,t: | Ingreso anual del OR j en el municipio p, del nivel de tensión 2 del año t. Se calcula de la misma forma que la variable IAj,2,t para remunerar de forma exclusiva los activos construidos con base en lo ordenado por autoridades judiciales o autoridades municipales, departamentales o nacionales. |
| IAINCj,2,t: | Ingreso anual por incentivos del nivel de tensión 2, del OR j, en el año t, según lo establecido en el Capítulo 5. |
| Eej,2,m: | Energía de entrada al sistema del OR j en el nivel de tensión 2, durante el mes m, expresada en kWh y calculada de acuerdo con lo establecido en el numeral 8.3.7.1. |
| Pj,2: | Índice de pérdidas del OR j en el nivel de tensión 2, calculado conforme a lo establecido en el numeral 8.1.2. |
| V2,j,p,m,t: | Ventas de energía en el nivel de tensión 2 de todos los comercializadores del mercado del OR j en el municipio p en el mes m del año t. |
| V2,j,m,t: | Ventas de energía en el nivel de tensión 2 de todos los comercializadores del mercado del OR j en el mes m del año t. |
| IPPm-1: | Índice de precios al productor total nacional correspondiente al mes m-1. |
| IPPo: | Índice de precios al productor total nacional de la fecha de corte. |
1.4 CARGOS POR USO DE NIVEL DE TENSIÓN 1
Para cada uno de los OR, el LAC calculará los cargos por uso de nivel de tensión 1 de la siguiente manera:
Donde:
| Dt1,j,m,t: | Cargo por uso del nivel de tensión 1 del OR j, $/kWh, para el mes m en el año t. |
| CD4,R,m,t: | Cargo del nivel de nivel de tensión 4 del STR R, en el mes m del año t, en $/kWh, según lo establecido en el numeral 1.1.1. |
| CD3,j,m,t: | Cargo del nivel de nivel de tensión 3 del OR j, en el mes m del año t, en $/kWh, según el numeral 1.2.1. |
| CD2,j,m,t: | Cargo del nivel de nivel de tensión 2 del OR j, en el mes m del año t, en $/kWh, según el numeral 1.3.1 |
| CDI1,j,m,t: | Cargo de inversión del nivel de tensión 1 del OR j, en el mes m del año t, en $/kWh, según el numeral 1.4.1, sin incluir los activos construidos con base en lo ordenado por autoridades judiciales o autoridades municipales, departamentales o nacionales. |
| CDA1,j,m,t: | Cargo de AOM del nivel de tensión 1 del OR j, en el mes m del año t, en $/kWh, según el numeral 1.4.3. |
| Dt1,j,p,m,t: | Cargo por uso del nivel de tensión 1 del OR j en el municipio p, $/kWh, para el mes m en el año t. |
| CD4,j,p,m,t: | Cargo de nivel de tensión 4 del sistema del OR j aplicable en el municipio p, en el mes m del año t, en $/kWh según el numeral 1.1.2. |
| CD3,j,p,m,t: | Cargo de nivel de tensión 3 del sistema del OR j aplicable en el municipio p, en el mes m del año t, en $/kWh según el numeral 1.2.2. |
| CD2,j,p,m,t: | Cargo de nivel de tensión 2 del sistema del OR j aplicable en el municipio p, en el mes m del año t, en $/kWh según el numeral 1.3.2. |
| CDI1,j,p,m,t: | Cargo de nivel de tensión 1 del OR j aplicable en el municipio p, en el mes m del año t, en $/kWh, según el numeral 1.4.2. |
Estos cargos deben ser pagados por los comercializadores a los OR por cada kWh transportado en el nivel de tensión 1 y deben ser trasladados a los usuarios regulados y no regulados.
Mientras la fórmula de cálculo del costo unitario de prestación del servicio cuente con una sola variable para reflejar los costos de distribución, dicha variable será el resultado de la suma de Dt1,j,m,t y Dt1,j,p,m,t.
En caso de que la totalidad o fracción de los activos de nivel de tensión 1 sean de propiedad del usuario o de la copropiedad donde está el predio del usuario, el comercializador deberá descontar, de la variable Dt1,j,m,t, el cargo de inversión del nivel de tensión 1 del OR j, CDI1,j,m,t, en la fracción que corresponda. Con este propósito:
a) El OR deberá reportar mensualmente al comercializador respectivo el listado de usuarios finales asociados a activos de nivel de tensión 1 que sean de propiedad de los usuarios. El comercializador deberá hacer el respectivo descuento a partir del mes siguiente al de la fecha de recepción de dicha información por parte del OR;
b) Cuando la propiedad de los activos de nivel de tensión 1 sea compartida con el OR, de tal forma que el usuario sea propietario del transformador o de la red secundaria, el comercializador liquidará el 50% del respectivo cargo máximo.
Cuando se requiera la reposición de activos de nivel de tensión 1 que son de propiedad del usuario, este podrá reponerlos y continuará pagando los cargos de nivel de tensión 1 con el descuento que corresponda. El usuario en un plazo no superior a 2 días hábiles a partir de la salida del servicio de los activos de su propiedad deberá informar al OR si decide o no reponerlos; si el usuario no se pronuncia o decide no reponerlos informará al OR y este efectuará la reposición en plazo de 72 horas a partir del momento en que recibe el aviso del usuario o del cumplimento de los dos días hábiles mencionados. A partir del momento de la reposición por parte del OR el usuario dejará de percibir el descuento mencionado. Exclusivamente para los efectos de esta disposición, se entiende por reposición el cambio de la totalidad de las redes de nivel de tensión 1 o el cambio de la totalidad del transformador;
c) En cualquier caso, los cargos que remuneran gastos de administración, operación y mantenimiento serán cubiertos por los usuarios y en tal virtud, el OR será el responsable de dichas actividades sobre la totalidad de activos de nivel de tensión 1, al margen de quien sea su propietario, para lo cual deberá ejecutar las actividades relacionadas con el mantenimiento en este nivel, como mínimo con una periodicidad anual.
Para el nivel de tensión 1 se definen tres cargos. Los dos primeros remuneran las inversiones, incluyendo los activos construidos por requerimientos judiciales u obligaciones impuestas por autoridades locales, departamentales o nacionales y, con el tercero se remuneran los gastos de AOM.
1.4.1 Cargos por el uso de activos de nivel de tensión 1
El cargo de inversión para nivel de tensión 1 se calcula según lo establecido en las siguientes expresiones:
Donde:
| CDI1,j,m,t: | Cargo por inversión del OR j en nivel de tensión 1, en el mes m del año t, en $/kWh |
| IAj,1,t: | Ingreso anual por inversión en activos del OR j del nivel n de nivel de tensión 1, en el año t según lo establecido en el numeral 2.1.4. |
| Eej,1,m: | Energía de entrada al sistema del OR j en el nivel de tensión 1, durante el mes m, expresada en kWh, calculada de acuerdo con lo establecido en el numeral 8.3.7.1. |
| Pj,1: | Índice de pérdidas del OR j en el nivel de tensión 1, calculado conforme a lo establecido en el numeral 8.1.3. |
1.4.2 Cargos por el uso de activos locales de nivel de tensión 1
Donde:
| CDI1,j,p,m,t: | Cargo de nivel de tensión 1 del sistema del OR j aplicable en el municipio p, en el mes m del año t, en $/kWh. |
| IAj,p,1,t: | Ingreso anual por inversión en activos del OR j del nivel de tensión 1, en el año t. Se calcula de la misma forma que la variable IA j,n,t para remunerar de forma exclusiva los activos construidos con base en lo ordenado por autoridades judiciales o autoridades municipales, departamentales o nacionales. |
| IAINCj,n,t: | Ingreso anual por incentivos del nivel de tensión 1, del OR j, en el año t, según lo establecido en el Capítulo 5. |
| Eej,1,m: | Energía de entrada al sistema del OR j en el nivel de tensión 1, durante el mes m, expresada en kWh, calculada de acuerdo con lo establecido en el numeral 8.3.7.1. |
| Pj,1: | Índice de pérdidas del OR j en el nivel de tensión 1, calculado conforme a lo establecido en el numeral 8.1.3. |
| V1,j,p,m,t: | Ventas de energía en el nivel de tensión 1 de todos los comercializadores del mercado del OR j en el municipio p en el mes m del año t. |
| V1,j,m,t: | Ventas de energía en el nivel de tensión 1 de todos los comercializadores del mercado del OR j en el mes m del año t. |
| 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. |
1.4.3 Cargos de AOM de nivel de tensión 1
El cargo de AOM para nivel de tensión 1 se calcula según lo establecido en las siguientes expresiones:
Donde:
| CDA1,j,m,t: | Cargo por AOM de nivel de tensión 1 del OR j en el mes m del año t, en $/kWh |
| IAAOMj,n,t: | Ingreso anual por AOM del OR j en activos del nivel de tensión 1, en el año t, según lo establecido en el Capítulo 4. |
| Eej,1,m | Energía de entrada al sistema del OR j en el nivel de tensión 1, durante el mes m, expresada en kWh, calculada de acuerdo con lo establecido en el numeral 8.3.7.1. |
| Pj,1: | Índice de pérdidas del OR j en el nivel de tensión 1, calculado conforme a lo establecido en el numeral 8.1.3. |
| IPPm-1: | Índice de precios al productor nacional del mes m-1. |
| IPPo: | Índice de precios al productor nacional de la fecha de corte. |
CÁLCULO DE LOS INGRESOS DE LOS OR.
2.1 INGRESOS POR NIVEL DE TENSIÓN
En cada nivel de tensión los ingresos mensuales de los OR por el uso de los activos se calculan distinguiendo, de la totalidad de activos, aquellos construidos con base en ordenamientos judiciales o efectuados por la administración local, departamental o nacional.
2.1.1 Ingresos de nivel de tensión 4
El LAC calculará el ingreso mensual total del nivel de tensión 4 de cada OR así:
Donde:
| IMTj,4,R,m,t: | Ingreso mensual total del OR j, en nivel de tensión 4, perteneciente al STR R en el mes m del año t, en pesos. |
| IMj,4,R,m,t: | Ingreso mensual del OR j, en nivel de tensión 4, perteneciente al STR R en el mes m del año t, en pesos, sin incluir los activos construidos con base en ordenamientos judiciales o efectuados por la administración local, departamental o nacional, según el numeral 2.1.1.1. |
| IMj,4,p,m,t: | Ingreso mensual del OR j en el nivel de tensión 4 aplicable en el municipio p en el mes m del año t, en pesos, según el numeral 2.1.1.2. |
| P: | Total de municipios atendidos por un mismo OR donde se presentan activos construidos con base en ordenamientos judiciales o efectuados por la administración local, departamental o nacional en el nivel de tensión 4. |
2.1.1.1 Ingreso mensual de nivel de tensión 4 sin activos locales
El LAC calculará el ingreso mensual de nivel de tensión 4 sin activos locales de cada OR, así:
Donde:
| IMj,4,R,m,t: | Ingreso mensual del OR j, en nivel de tensión 4, perteneciente al STR R en el mes m del año t, en pesos. |
| IAj,n,t: | Ingreso anual del OR j en el nivel de tensión n, con n igual a 4, del año t, según lo establecido en el numeral 2.2. |
| IAj,p,n,t: | Ingreso anual del OR j en el municipio p, del nivel de tensión 4 del año t. Se calcula de la misma forma que la variable IA j,n,t y remunera de manera exclusiva los activos construidos con base en lo ordenado por autoridades judiciales o autoridades municipales, departamentales o nacionales. |
| CSTRj,m-1: | Compensaciones del OR j, perteneciente al STR R, en el mes m-1. |
| IRMj,n,m-1: | Ingreso mensual del OR j, en el nivel de tensión n, con n igual a 4, en el mes m-1, en pesos, recibido por concepto de migración de usuarios a niveles de tensión superiores o por respaldo de red según lo establecido en los Capítulos 11 y 12. |
| IEj,c,R,m: | Ingreso esperado de cada convocatoria c ejecutada en el STR R, adjudicada al OR j, para el mes m. |
| IPPm-1: | Índice de precios al productor total nacional correspondiente al mes m-1. |
| IPPo: | Índice de precios al productor total nacional de la fecha de corte. |
2.1.1.2 Ingreso mensual de nivel de tensión 4 por activos locales
El LAC calculará el ingreso mensual de nivel de tensión 4 por activos locales de cada OR, en cada municipio, así:
Donde:
| IMj,4,p,m,t: | Ingreso mensual del OR j en el nivel de tensión 4 aplicable en el municipio p en el mes m del año t, en pesos. |
| IA j,p,n,t: | Ingreso anual del OR j en el municipio p, del nivel de tensión 4 del año t. Se calcula de la misma forma que la variable IAj,n,t para remunerar de forma exclusiva los activos construidos con base en lo ordenado por autoridades judiciales o autoridades municipales, departamentales o nacionales. |
| 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. |
2.1.2 Ingresos de nivel de tensión 3
El LAC calculará el ingreso anual total del nivel de tensión 3 de cada OR así:
Donde:
| IATj,3,t: | Ingreso anual total del OR j, en nivel de tensión 3 en el año t, en pesos. |
| IAj,3,t: | Ingreso anual del OR j, en nivel de tensión 3 en el año t, en pesos; sin incluir los activos construidos con base en ordenamientos judiciales o efectuados por la administración local, departamental o nacional. |
| IAj,3,p,t: | Ingreso anual del OR j, en el nivel de tensión 3, aplicable en el municipio p, en el año t, en pesos. |
| IAINCj,n,t: | Ingreso anual por incentivos del nivel de tensión n, con n igual a 3, del OR j, en el año t, según lo establecido en el Capítulo 5. |
| P: | Total de municipios atendidos por un mismo OR donde se presentan activos construidos con base en ordenamientos judiciales o efectuados por la administración local, departamental o nacional en el nivel de tensión 3. |
Con:
Donde:
| IAj,3,t: | Ingreso anual del OR j en el nivel de tensión 3 en el año t, en pesos. |
| IAj,n,t: | Ingreso anual del OR j en el nivel de tensión n, con n igual a 3, del año t, según lo establecido en el numeral 2.2. |
| IRMj,n,t-1: | Ingreso del OR j, en el nivel de tensión n, con n igual a 3, en el año t-1, en pesos, recibido por concepto de migración de usuarios a niveles de tensión superiores o por respaldo de red según lo establecido en los Capítulos 11 y 12. |
| IA j,p,n,t : | Ingreso anual del OR j en el municipio p, del nivel de tensión 3 del año t. Se calcula de la misma forma que la variable IAj,n,t para remunerar de forma exclusiva los activos construidos con base en lo ordenado por autoridades judiciales o autoridades municipales, departamentales o nacionales. |
| P: | Total de municipios atendidos por un mismo OR donde se presentan activos construidos con base en ordenamientos judiciales o efectuados por la administración local, departamental o nacional en el nivel de tensión 3. |
| IPPm-1: | Índice de precios al productor total nacional correspondiente al mes m-1. |
| IPPo: | Índice de precios al productor total nacional de la fecha de corte. |
2.1.3 Ingresos de nivel de tensión 2
El LAC calculará el ingreso anual total del nivel de tensión 2 de cada OR así:
Donde:
| IATj,2,t: | Ingreso anual total del OR j, en nivel de tensión 2 en el año t, en pesos. |
| IAj,2,t: | Ingreso anual del OR j, en nivel de tensión 2 en el año t, en pesos; sin incluir los activos construidos con base en ordenamientos judiciales o efectuados por la administración local, departamental o nacional. |
| IAj,2,p,t: | Ingreso anual del OR j, en el nivel de tensión 2, aplicable en el municipio p, en el año t, en pesos. |
| IAINCj,n,t: | Ingreso anual por incentivos del nivel de tensión n, con n igual a 2, del OR j, en el año t, según lo establecido en el Capítulo 5. |
| P: | Total de municipios atendidos por un mismo OR donde se presentan activos construidos con base en ordenamientos judiciales o efectuados por la administración local, departamental o nacional en el nivel de tensión 2. |
Con:
Donde:
| IAj,2,t: | Ingreso anual del OR j en el nivel de tensión 2 en el año t, en pesos. |
| IAj,n,t: | Ingreso anual del OR j en el nivel de tensión n, con n igual a 2, del año t, según lo establecido en el numeral 2.2. |
| IRMj,n,t-1: | Ingreso del OR j, en el nivel de tensión n, con n igual a 2, en el año t-1, en pesos, recibido por concepto de migración de usuarios a niveles de tensión superiores o por respaldo de red según lo establecido en los Capítulos 11 y 12. |
| IA j,p,n,t : | Ingreso anual del OR j en el municipio p, del nivel de tensión 2 del año t. Se calcula de la misma forma que la variable IAj,n,t para remunerar de forma exclusiva los activos construidos con base en lo ordenado por autoridades judiciales o autoridades municipales, departamentales o nacionales. |
| P: | Total de municipios atendidos por un mismo OR donde se presentan activos construidos con base en ordenamientos judiciales o efectuados por la administración local, departamental o nacional en el nivel de tensión 2. |
| IPPm-1: | Índice de precios al productor total nacional correspondiente al mes m-1. |
| IPPo: | Índice de precios al productor total nacional de la fecha de corte. |
2.1.4 Ingresos de nivel de tensión 1
El LAC calculará el ingreso anual total del nivel de tensión 1 de cada OR así:
Donde:
| IATj,1,t: | Ingreso anual total del OR j, en nivel de tensión 1 en el año t, en pesos. |
| IAj,1,t: | Ingreso anual del OR j, en nivel de tensión 1 en el año t, en pesos; sin incluir los activos construidos con base en ordenamientos judiciales o efectuados por la administración local, departamental o nacional. |
| IAj,1,p,t: | Ingreso anual del OR j, en el nivel de tensión 1, aplicable en el municipio p, en el año t, en pesos. |
| IAINCj,n,t: | Ingreso anual por incentivos del nivel de tensión n, con n igual a 1, del OR j, en el año t, según lo establecido en el Capítulo 5. |
| P: | Total de municipios atendidos por un mismo OR donde se presentan activos construidos con base en ordenamientos judiciales o efectuados por la administración local, departamental o nacional en el nivel de tensión 1. |
Con:
Donde:
| IAj,1,t: | Ingreso anual del OR j en el nivel de tensión 1. |
| IAAj,n,t: | Ingreso anual por inversión del OR j en activos del nivel n, con n igual a 1, en el año t, según lo establecido en el Capítulo 3. |
| IRMj,n,t-1: | Ingreso del OR j, en el nivel de tensión n, con n igual a 1, en el año t-1, en pesos, recibido por concepto de migración de usuarios a niveles de tensión superiores o por respaldo de red según lo establecido en los Capítulos 11 y 12. |
| IAj,p,n,t: | Ingreso anual del OR j en el municipio p, del nivel de tensión 1 del año t. Se calcula de la misma forma que la variable IAj,n,t para remunerar de forma exclusiva los activos construidos con base en lo ordenado por autoridades judiciales o autoridades municipales, departamentales o nacionales. |
| OIj,1,t-1: | Otros ingresos por la explotación de los activos remunerados mediante cargos por uso en actividades distintas a la de distribución de energía eléctrica en el año t-1. |
Corresponde al 50 % del valor de los ingresos anuales obtenidos por el OR por la explotación de los activos remunerados mediante cargos por uso en actividades distintas a la de distribución de energía eléctrica durante el año anterior.
En caso que no se reporte dicho valor al LAC, se tomará el 120% del valor más alto reportado por todos los OR.
| P: | Total de municipios atendidos por un mismo OR donde se presentan activos construidos con base en ordenamientos judiciales o efectuados por la administración local, departamental o nacional en el nivel de tensión 1. |
| IPPm-1: | Índice de precios al productor total nacional correspondiente al mes m-1. |
| IPPo: | Índice de precios al productor total nacional de la fecha de corte. |
2.2 INGRESOS ANUALES
Los ingresos anuales de los OR por la prestación del servicio de distribución de energía eléctrica están compuestos por los ingresos asociados con las inversiones realizadas, con los gastos en los que se incurre en la prestación del servicio y con los incentivos por mejorar los niveles de eficiencia en inversiones, gastos de AOM y calidad del servicio.
Los ingresos anuales asociados con la rentabilidad de las inversiones, la recuperación del capital invertido y el reconocimiento de los gastos eficientes de AOM se calcula de la siguiente forma:
Donde:
| IAj,n,t: | Ingreso anual por inversiones y gastos del nivel de tensión n, del OR j, en el año t. |
| IAAj,n,t: | Ingreso anual por inversión en activos del nivel de tensión n, del OR j, en el año t, según lo establecido en el Capítulo 3. |
| IAAOMj,n,t: | Ingreso anual por gastos de administración, operación y mantenimiento del nivel de tensión n, del OR j, en el año t, según lo establecido en el Capítulo 4. |
Los ingresos anuales asociados con los incentivos por eficiencia en las inversiones y gastos de AOM ejecutados, y con los incentivos por calidad del servicio se calculan según lo establecido en el Capítulo 5.
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 utilizado para la aplicación de la metodología de remuneración de la Resolución CREG 097 de 2008, clasificado de acuerdo con las unidades constructivas de la Resolución CREG 097 de 2008;
b) El inventario de activos reportados por las empresas a la Comisión en cumplimiento de lo establecido en el artículo 18 de la Resolución CREG 097 de 2008, se incluyen los activos de las categorías expansión, calidad y pérdidas;
c) El inventario de activos de los planes de inversión del OR, reportados con base en las UC definidas en la presente resolución y las UC especiales sometidas a consideración de la Comisión;
d) Los activos operados por el OR cuyo valor no debe incluirse en el cálculo de los cargos en los términos del artículo 87 numeral 87.9 de la Ley 142 de 1994, en la forma en que quedó modificado por el artículo 99 de la Ley 1450 de 2011;
e) 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, en la forma en que quedó modificado por el artículo 99 de la Ley 1450 de 2011;
f) El inventario de activos a retirar, clasificado según el listado de UC del Capítulo 15, de acuerdo con el plan de reposición de activos presentado por el OR a la CREG en la solicitud de cargos;
g) El costo de los activos a diciembre de 2007 se establecerá con base en el valor implícito reconocido actualmente. El costo de los activos puestos en operación durante el actual periodo tarifario se establecerá con base en la valoración de UC del Capítulo 15;
h) El costo de los activos incluidos en el plan de inversiones se establecerá con base en la valoración de las UC del Capítulo 14;
i) El costo de los terrenos asociados a las subestaciones reportadas por el OR a la CREG en la solicitud de cargos, indicando para cada terreno su área, en m2, y el valor catastral total, en pesos de diciembre de 2014, acompañada de los respectivos certificados;
j) Para el nivel de tensión 4 se considerarán los activos incluidos en el inventario del OR presentados conforme a la metodología prevista en la Resolución CREG 097 de 2008, 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 los artículos 9 y 17 de la Resolución CREG 097 de 2008.
Los ingresos anuales para cada uno de los niveles de tensión del STR o SDL se determinan de conformidad con la siguiente expresión:
Donde:
| IAAj,n,t: | Ingreso anual por inversión en activos del nivel de tensión n, del OR j, en el año t. |
| BRAj,n,t: | Base regulatoria de activos del nivel de tensión n, del OR j, en el año t, calculada según lo definido en el numeral 3.1. |
| r: | Tasa de retorno reconocida para la actividad de distribución de energía eléctrica, para un esquema de ingreso máximo. |
| RCj,n,t: | Recuperación de capital reconocida para los activos remunerados en la base regulatoria del nivel de tensión n, del OR j, en el año t, calculada según lo definido en el numeral 3.2. |
| BRTj,n,t: | Base regulatoria de terrenos del nivel de tensión n, del OR j, en el año t, calculada según lo establecido en el numeral 3.3. |
3.1 BASE REGULATORIA DE ACTIVOS
La base regulatoria de activos de los OR se determina con base en la siguiente expresión:
Donde:
| BRAj,n,t: | Base regulatoria de activos del nivel de tensión n, del OR j, en el año t. |
| BRAEj,n,t: | Base regulatoria de activos eléctricos del OR j, en el nivel de tensión n, en el año t, según lo establecido en el numeral 3.1.1. |
| BRANEj,n,t: | Base regulatoria de activos no eléctricos del OR j, en el nivel de tensión n, en el año t, según lo establecido en el numeral 3.1.2. |
3.1.1 Base regulatoria de activos eléctricos
La base regulatoria de activos eléctricos de los OR se determina con base en la siguiente expresión:
Donde:
| BRAEj,n,t: | Base regulatoria de activos eléctricos del nivel de tensión n, del OR j, en el año t. |
| RCj,n,t: | Recuperación de capital reconocida para los activos remunerados en la base regulatoria del nivel de tensión n, del OR j, en el año t, según lo establecido en el numeral 3.2. |
| BRAENj,n,t: | Base regulatoria de activos eléctricos nuevos del nivel de tensión n, del OR j, en el año t, según lo establecido en los numerales 3.1.1.4 y 3.1.1.5. |
| BRAFOj,n,t: | Base regulatoria de activos eléctricos fuera de operación del nivel de tensión n, del OR j, en el año t, según lo establecido en el numeral 3.1.1.6. |
Para el primer año del periodo tarifario, la variable BRAEj,n,t-1 se calcula de acuerdo con lo establecido en el numeral 3.1.1.1.
3.1.1.1 Base regulatoria de activos eléctricos al inicio del periodo tarifario
La base regulatoria de activos eléctricos al inicio del periodo tarifario, t-1 = 0, se determina de la siguiente forma:
Donde:
| BRAEj,n,0: | Base regulatoria de activos eléctricos de nivel de tensión n, del OR j, en el año t-1 = 0. |
| CRIj,n: | Valor implícito de los activos incluido en los cargos del nivel de tensión n aprobados al OR j en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008. |
| CRINj,n: | Costo de reposición de la inversión de activos del nivel de tensión n, puestos en operación entre enero de 2008 y la fecha de corte. |
| FAj,n: | Factor de ajuste que considera la antigüedad y el cambio de modelo de remuneración de los activos del OR j en el nivel de tensión n, de acuerdo con lo establecido en el numeral 3.1.1.2. |
| FI: | Factor de indexación de los precios de diciembre de 2007 a la fecha de corte. |
La variable CRIj,n se calcula de la siguiente manera:
Donde:
| CRIj,n: | Valor implícito de los activos incluido en los cargos aprobados al OR j en el nivel de tensión n, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008. |
| CAIj,n: | Costo anual reconocido al OR j por los activos del nivel de tensión n en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008. |
| r: | Tasa de retorno para la remuneración de las inversiones en el nivel de tensión n en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008. Este valor corresponde a 13% para el nivel de tensión 4 y 13.9% para los niveles de tensión 3 y 2. |
| vup: | Vida útil ponderada de los activos del nivel de tensión n reconocidos en los cargos aprobados en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008. La ponderación se realiza con base en la valoración y la vida útil de las UC de la Resolución CREG 097 de 2008. |
3.1.1.1.1 Costo anual reconocido de los activos de nivel de tensión 4
Donde:
| CAIj,4: | Costo anual reconocido al OR j por los activos del nivel de tensión 4 en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008. |
| CAj,4: | Costo anual por uso de los activos de nivel de tensión 4 aprobado al OR j en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008. Valor incluido en la resolución de aprobación de cargos de distribución. |
| AOMj,4: | Gastos anuales de administración, operación y mantenimiento, asignables al nivel de tensión 4, aprobados al OR j en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008. Valor incluido en la resolución de aprobación de cargos de distribución. |
| CATj,4: | Costo anual de terrenos reconocido al OR j en el nivel de tensión 4 en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008. Valor incluido en el documento de soporte de la resolución de aprobación de cargos de distribución. |
| CAANEj,4: | Costo anual reconocido al OR j de los activos del nivel de tensión 4 en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008. Valor incluido en el documento de soporte de la resolución de aprobación de cargos de distribución. |
3.1.1.1.2 Costo anual reconocido de los activos de nivel de tensión 3
Donde:
| CAIj,3: | Costo anual reconocido al OR j por los activos del nivel de tensión 3 en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008. |
| CDj,3: | Cargo máximo del nivel de tensión 3 aprobado al OR j en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008. Valor incluido en la resolución de aprobación de cargos de distribución. |
| Euj,3: | Energía útil del nivel de tensión 3 utilizada para el cálculo del cargo máximo de nivel de tensión 3 del OR j en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008. Valor incluido en la resolución de aprobación de cargos de distribución. |
| AOMj,3: | Gastos anuales de administración, operación y mantenimiento, asignables al nivel de tensión 3, aprobados al OR j para el primer año de aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008. Valor incluido en la resolución de aprobación de cargos de distribución. |
| CATj,3: | Costo anual de terrenos reconocido al OR j en el nivel de tensión 3 en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008. Valor incluido en el documento de soporte de la resolución de aprobación de cargos de distribución. |
| CAANEj,3: | Costo anual reconocido al OR j de los activos del nivel de tensión 3 en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008. Valor incluido en el documento de soporte de la resolución de aprobación de cargos de distribución. |
| Oj,3: | Pago por el uso del SDL de otros OR reconocido en los cargos de nivel de tensión 3 del OR j en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008. Este valor será publicado por la Comisión en circular aparte. |
3.1.1.1.3 Costo anual reconocido de los activos de nivel de tensión 2
Donde:
| CAIj,2: | Costo anual reconocido al OR j por los activos del nivel de tensión 2 en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008. |
| CDj,2: | Cargo máximo del nivel de tensión 2 aprobado al OR j en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008. Valor incluido en la resolución de aprobación de cargos de distribución. |
| CDj,3-2: | Cargo unitario del nivel de tensión 3 que se remunera parcialmente en el nivel de tensión 2, aprobado en resolución particular al OR j en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008. Valor incluido en la resolución de aprobación de cargos de distribución. |
| Euj,2: | Energía útil del nivel de tensión 2 utilizada para el cálculo del cargo máximo de nivel de tensión 2 del OR j en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008. Valor incluido en la resolución de aprobación de cargos de distribución. |
| AOMj,2: | Gastos anuales de administración, operación y mantenimiento, asignables al nivel de tensión 2, aprobados al OR j para el primer año de aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008. Valor incluido en la resolución de aprobación de cargos de distribución. |
| CATj,2: | Costo anual de terrenos reconocido al OR j en el nivel de tensión 2 en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008. Valor incluido en el documento de soporte de la resolución de aprobación de cargos de distribución. |
| CAANEj,2: | Costo anual reconocido al OR j de los activos del nivel de tensión 2 en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008. Valor incluido en el documento de soporte de la resolución de aprobación de cargos de distribución. |
| Oj,2: | Pago por el uso del SDL de otros OR reconocido en los cargos de nivel de tensión 2 del OR j en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008. Este valor será publicado por la Comisión en circular aparte. |
3.1.1.1.4 Costo anual reconocido de los activos de nivel de tensión 1
Donde:
| CAIj,1: | Costo anual reconocido al OR j por los activos del nivel de tensión 1 en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008. |
| CDIj,1: | Cargo máximo por concepto de inversiones del nivel de tensión 1 aprobado al OR j en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008. Valor incluido en la resolución de aprobación de cargos de distribución. |
| Vj,1: | Ventas anuales de energía en el nivel de tensión 1, utilizadas para el cálculo del cargo máximo de inversión del nivel de tensión 1 del OR j, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008. Valor incluido en la resolución de aprobación de cargos de distribución. |
| PNTj,nr: | Pérdidas no técnicas no reconocidas, utilizadas para el cálculo del cargo máximo de inversión del nivel de tensión 1 del OR j, en aplicación de la metodología de la Resolución CREG 097 de 2008. Valor incluido en la resolución de aprobación de cargos de distribución. |
3.1.1.1.5 Costo de reposición de la inversión de activos nuevos en los niveles de tensión 4, 3 y 2
Para los niveles de tensión 3 y 2, la variable CRINj,n se calcula de la siguiente manera:
Donde:
| NRj,n: | Número total de UC del nivel de tensión n, reportadas por el OR a la Comisión en cumplimiento del artículo 18 de la Resolución CREG 097 de 2008. Incluye las UC reportadas, que entraron en operación en el periodo 2008-2014, clasificadas en las categorías expansión, calidad del servicio y pérdidas. |
| CRi: | Valor de la UC i, definido en el Capítulo 15. |
| PUj,i: | Porcentaje del costo total de la UC i que es remunerado vía cargos por uso al OR j. |
| RPPi: | Fracción que no se debe incluir en el cálculo de la tarifa de acuerdo con lo dispuesto en el numeral 87.9 de la Ley 142 de 1994, el cual a su vez fue modificado por el artículo 99 de la Ley 1450 de 2011. |
Para el nivel de tensión 4, el valor de la variable CRINj,n es igual a cero.
3.1.1.1.6 Costo de reposición de la inversión de activos nuevos en el nivel de tensión 1
La variable CRINj,1 se calcula de la siguiente manera:
Donde:
| TNj: | Nuevos transformadores de distribución, del OR j, en el nivel de tensión 1. Corresponde al número de transformadores de distribución puestos en operación entre enero de 2008 y la fecha de corte y reportados al SUI. No se incluyen los transformadores construidos con recursos públicos, no se incluyen los transformadores de conexión que atiendan a un usuario, no se incluyen los transformadores exclusivos de alumbrado público. |
| H: | Número de estratos de la muestra del OR j, que sirvió de base para la definición del CRIj,1 aprobado en resolución particular en aplicación de la Resolución CREG 097 de 2008. |
| Inv_Hj,h: | Inversión media por circuito, transformador más red secundaria, estimada en el nivel de tensión 1, para el estrato h, de la muestra del OR j, que sirvió de base para la definición del CRIj,1 aprobado en resolución particular en aplicación de la Resolución CREG 097 de 2008. |
| Wj,h: | Ponderación del estrato h de la muestra del OR j, que sirvió de base para la definición del CRIj,1 aprobado en resolución particular en aplicación de la Resolución CREG 097 de 2008. |
La Comisión publicará en circular aparte el valor de las variables H, InvHj,h y Wj,h de todos los OR.
3.1.1.2 Factor de ajuste de la BRA inicial de activos de niveles de tensión 4, 3 y 2
En la Tabla número 1 se presenta el factor de ajuste de la BRA inicial de los activos de los niveles de tensión 4, 3 y 2.
Tabla número 1 Factor de ajuste de activos
| 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 de cada nivel de tensión, ponderada por la valoración obtenida con las UC definidas en el Capítulo 15.
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 OR 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 que el OR no presente el estudio, o mientras lo presenta, el valor de referencia utilizado es 23 años de antigüedad promedio ponderada.
3.1.1.3 Factor de ajuste de la BRA inicial de activos nivel de tensión 1
En la Tabla número 2 se presenta el factor de ajuste de la BRA inicial de los activos de nivel de tensión 1.
Tabla número 2 Factor de ajuste de activos de nivel de tensión 1
| ANTIGÜEDAD PROMEDIO [AÑOS] | FACTOR AJUSTE, FAj,1 | ANTIGÜEDAD PROMEDIO [AÑOS] | FACTOR AJUSTE, FAj,1 |
| 0 | 1,000 | 13 | 0,781 |
| 1 | 0,992 | 14 | 0,747 |
| 2 | 0,983 | 15 | 0,710 |
| 3 | 0,973 | 16 | 0,669 |
| 4 | 0,962 | 17 | 0,622 |
| 5 | 0,949 | 18 | 0,571 |
| 6 | 0,935 | 19 | 0,513 |
| 7 | 0,920 | 20 | 0,449 |
| 8 | 0,902 | 21 | 0,378 |
| 9 | 0,883 | 22 | 0,298 |
| 10 | 0,861 | 23 | 0,209 |
| 11 | 0,837 | 24 | 0,110 |
| 12 | 0,810 | 25 | 0,000 |
La antigüedad promedio ponderada corresponde a la antigüedad de la totalidad de los activos de este nivel de tensión, ponderada por la valoración obtenida con los valores definidos en el Capítulo 15.
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 OR deben entregar un estudio en el cual se determine la antigüedad promedio ponderada de los activos de su sistema en este nivel de tensión. Los lineamientos y metodologías para la definición de esta variable serán publicados en circular aparte.
En caso que el OR no presente el estudio o mientras lo presenta, el valor de referencia utilizado es 15 años de antigüedad promedio ponderada.
3.1.1.4 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,n,t: | Inversiones en expansión de activos en el nivel de tensión n, del OR j, en el año t. |
| IRj,n,t: | Inversiones en reposición de activos en el nivel de tensión n, del OR j, en el año t. |
| ICj,n,t: | Inversiones en mejoramiento de la calidad del servicio en el nivel de tensión n, del OR j, en el año t. |
| IPj,n,t: | Inversiones en programas de gestión de pérdidas en el nivel de tensión n, del OR j, en el año t. |
| IRTj,n,t: | Inversiones en programas de renovación tecnológica en el nivel de tensión n, del OR j, en el año t. |
3.1.1.4.1 Plan de inversiones en expansión
El valor correspondiente a las inversiones en expansión de activos se establece de la siguiente forma:
Donde:
| IEj,n,t: | Inversiones en expansión de activos en el nivel de tensión n, del OR j, en el año t. |
| IAEj,n,t: | Inversiones en expansión de activos aprobadas para el nivel de tensión n, del OR j, en el año t. Valor aprobado según lo establecido en el Capítulo 7. |
| IAEj,n,t-1: | Inversiones en expansión de activos aprobadas para el nivel de tensión n, del OR j, en el año t-1. Para el primer año del periodo tarifario este valor es igual a cero. |
| IEEj,n,t-1: | Inversiones en expansión de activos ejecutadas para el nivel de tensión n, del OR j, en el año t-1. Para el primer año del periodo tarifario este valor es igual a cero. |
La variable IEEj,n,t-1 puede tomar un valor hasta de 1,03 veces el valor aprobado para el año t-1.
3.1.1.4.2 Plan de inversiones en reposición
El valor correspondiente a las inversiones en reposición de activos se establece de la siguiente forma:
Donde:
| IRj,n,t: | Inversiones en reposición de activos en el nivel de tensión n, del OR j, en el año t. |
| IARj,n,t: | Inversiones en reposición de activos aprobadas para el nivel de tensión n, del OR j, en el año t. Valor aprobado según lo establecido en el Capítulo 7. |
| IARj,n,t-1: | Inversiones en reposición de activos aprobadas para el nivel de tensión n, del OR j, en el año t-1. Para el primer año del periodo tarifario este valor es igual a cero. |
| IERj,n,t-1: | Inversiones en reposición de activos ejecutadas para el nivel de tensión n, del OR j, en el año t-1. Para el primer año del periodo tarifario este valor es igual a cero. |
La variable IERj,n,t-1 puede tomar un valor hasta de 1,03 veces el valor aprobado para el año t-1.
3.1.1.4.3 Plan de inversiones en calidad del servicio
El valor correspondiente a las inversiones en calidad del servicio se establece de la siguiente forma:
Donde:
| ICj,n,t: | Inversiones en calidad del servicio en el nivel de tensión n, del OR j, en el año t. |
| IACj,n,t: | Inversiones en calidad del servicio aprobadas para el nivel de tensión n, del OR j, en el año t. Valor aprobado según lo establecido en el Capítulo 7. |
| IACj,n,t-1: | Inversiones en calidad del servicio aprobadas para el nivel de tensión n, del OR j, en el año t-1. Para el primer año del periodo tarifario este valor es igual a cero. |
| IECj,n,t-1: | Inversiones en calidad del servicio ejecutadas para el nivel de tensión n, del OR j, en el año t-1. Para el primer año del periodo tarifario este valor es igual a cero. |
La variable IECj,n,t-1 puede tomar un valor hasta de 1,03 veces el valor aprobado para el año t-1.
3.1.1.4.4 Plan de inversiones en reducción de pérdidas
El valor correspondiente a las inversiones en reducción de pérdidas se establece de la siguiente forma:
Donde:
| IPj,n,t: | Inversiones en reducción de pérdidas en el nivel de tensión n, del OR j, en el año t. |
| IAPj,n,t: | Inversiones en reducción de pérdidas aprobadas para el nivel de tensión n, del OR j, en el año t. Valor aprobado según lo establecido en el Capítulo 7. |
| IAPj,n,t-1: | Inversiones en reducción de pérdidas aprobadas para el nivel de tensión n, del OR j, en el año t-1. Para el primer año del periodo tarifario este valor es igual a cero. |
| IEPj,n,t-1: | Inversiones en reducción de pérdidas ejecutadas para el nivel de tensión n, del OR j, en el año t-1. Para el primer año del periodo tarifario este valor es igual a cero. |
La variable IEPj,n,t-1 puede tomar un valor hasta de 1,03 veces el valor aprobado para el año t-1.
3.1.1.4.5 Plan de inversiones en tecnología
El valor correspondiente a las inversiones en tecnología se establece de la siguiente forma:
Donde:
| ITj,n,t: | Inversiones en tecnología en el nivel de tensión n, del OR j, en el año t. |
| IATECj,n,t: | Inversiones en tecnología aprobadas para el nivel de tensión n, del OR j, en el año t. Valor aprobado según lo establecido en el Capítulo 7. |
| IATECj,n,t-1: | Inversiones en tecnología aprobadas para el nivel de tensión n, del OR j, en el año t-1. Para el primer año del periodo tarifario este valor es igual a cero. |
| IETj,n,t-1: | Inversiones en tecnología ejecutadas para el nivel de tensión n, del OR j, en el año t-1. Para el primer año del periodo tarifario este valor es igual a cero. |
La variable IETj,n,t-1 puede tomar un valor hasta de 1,03 veces el valor aprobado para el año t-1.
3.1.1.5 Base regulatoria de activos eléctricos nuevos para empresas sin plan de inversiones aprobado
La base regulatoria de activos nuevos para las empresas a las que no se les aprueba el plan de inversiones o que no lo presenten en la fecha indicada se calcula de la siguiente manera:
Donde:
| BRAEj,n,0: | Base regulatoria inicial de activos eléctricos en el nivel de tensión n, del OR j, en el año t. |
| PIHj,n: | Porcentaje de inversiones de referencia en el nivel de tensión n, del OR j. |
Corresponde al mínimo entre 1% y el porcentaje promedio de inversiones realizadas por la empresa durante el periodo 2008-2012, calculado con base en la información reportada por las empresas a la Comisión en cumplimiento de lo establecido en el artículo 18 de la Resolución CREG 097 de 2008.
En caso que la empresa no haya realizado el reporte de la información a la CREG se empleará el menor valor obtenido con los OR que reportaron información.
3.1.1.6 Activos fuera de operación
En concordancia con los planes de reposición de activos, los OR deberán presentar la relación de activos incluidos en la base regulatoria inicial de activos que quedará fuera de operación durante cada año del periodo tarifario.
Los activos que quedarán fuera de servicio deben estar asimilados a unidades constructivas y se debe 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 BRAFOj,n,t se calcula con base en la siguiente expresión:
Donde:
| BRAFOj,n,t: | Base regulatoria de activos eléctricos fuera de operación del nivel de tensión n, del OR j, en el año t. |
| NFOj,n,t: | Número total de UC del nivel de tensión n, incluidas en la base regulatoria inicial de activos del OR j, que salen de operación en el año t. |
| BRARi,j,n: | Valor de la UC i reconocido en la base regulatoria inicial de activos eléctricos de nivel de tensión n, del OR j. |
| RCi,j,n: | Recuperación de capital de la UC i incluida en la base regulatoria inicial de activos eléctricos del nivel de tensión n, del OR j. |
La variable BRARi,j,n se calcula de la siguiente manera:
Donde:
| CRi: | Valor de la UC i, definido en el Capítulo 15. |
| PUi: | Porcentaje de uso, porcentaje del costo total de la UC i 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,n: | Factor de ajuste que considera la antigüedad y el cambio de modelo de remuneración de los activos del OR j en el nivel de tensión n, de acuerdo con lo establecido en los numerales 3.1.1.2 y 3.1.1.3 |
La variable RCi,j,n se calcula de la siguiente manera:
Donde:
| BRARi,j,n: | Valor de la UC i reconocido en la base regulatoria inicial de activos eléctricos de nivel de tensión n, del OR j. |
| t: | Años transcurridos desde la aplicación de la presente resolución, para el primer año 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 OR j. |
La variable vida útil remanente se calcula de la siguiente manera:
Donde:
| VURNn: | Vida útil regulatoria aplicada a los activos nuevos. Para activos de nivel de tensión 1 es igual a 35 años y para activos de los niveles de tensión 4, 3 y 2 es igual a 45 años. |
| APPj,n: | Antigüedad promedio ponderada, por participación en la valoración de la BRA inicial, de los activos del OR j, en el nivel de tensión n, calculada con base en la vida útil de las UC señalada en el Capítulo 15. |
3.1.2 Base regulatoria de activos no eléctricos
La base regulatoria de activos no eléctricos reconocida al OR se calcula de acuerdo con la siguiente expresión:
Donde:
| BRANEj,n,t: | Base regulatoria de activos no eléctricos del nivel de tensión n, del OR 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,n,t: | Base regulatoria de activos eléctricos del nivel de tensión n, del OR j, en el año t. |
| BRAENj,n,t: | Base regulatoria de activos eléctricos nuevos del nivel de tensión n, del OR j, en el año t. |
3.2 RECUPERACIÓN DE CAPITAL RECONOCIDA
La recuperación de capital reconocida para los activos remunerados en la base regulatoria de activos se calcula de la siguiente manera:
Donde:
| RCj,n,t: | Recuperación de capital reconocida para los activos remunerados en la base regulatoria del nivel de tensión n, del OR j, en el año t. |
| RCBIAj,n,t: | Recuperación de capital reconocida para los activos incluidos en la base regulatoria inicial de activos del nivel de tensión n, del OR j, en el año t. |
| RCNAj,n,t: | Recuperación de capital reconocida para los activos que entraron en operación a partir de la fecha de corte, en el nivel de tensión n, del OR j, en el año t. |
3.2.1 Recuperación de capital de activos de la BRA inicial
La variable RCBIAj,n,t se calcula de la siguiente manera:
Donde:
| BRAEj,n,o: | Base regulatoria de activos eléctricos del nivel de tensión n, del OR j, en el año t = 0 |
| VUrj: | Vida útil remanente para los activos incluidos en la base regulatoria inicial de activos del OR j. |
La variable vida útil remanente se calcula de la siguiente manera:
Donde:
| VURNn: | Vida útil regulatoria aplicada a los activos nuevos. Para activos de nivel de tensión 1 es igual a 35 años y para activos de los niveles de tensión 4, 3 y 2 es igual a 45 años. |
| APPj,n: | Antigüedad promedio ponderada, por participación en la valoración de la BRA inicial, de los activos del OR j, en el nivel de tensión n, calculada con base en la vida útil de las UC señalada en el Capítulo 15. |
3.2.2 Recuperación de capital de activos nuevos
La variable RCNAj,n,t se calcula de la siguiente manera:
Donde:
| T: | Años de aplicación de la metodología definida en esta resolución. |
| BRAENj,n,t: | Base regulatoria de activos eléctricos nuevos del nivel de tensión n, del OR j, en el año t. |
| VURNn: | Vida útil regulatoria aplicada a los activos nuevos. Para activos de nivel de tensión 1 es igual a 35 años y para activos de los niveles de tensión 4, 3 y 2 es igual a 45 años. |
3.3 BASE REGULATORIA DE TERRENOS
Donde:
| BRTj,n,t: | Base regulatoria de terrenos del nivel de tensión n, del OR j, en el año t. |
| R: | Porcentaje anual reconocido sobre el valor de los terrenos, es igual a 6,9 %. |
| NSj,n: | Número total de UC de subestaciones del nivel de tensión n, del OR j, para el año t, sobre las cuales se reconocen áreas de terrenos. |
| ATi: | Área típica reconocida a la UC i en m2, según lo establecido en el Capítulo 14. |
| PUj,i: | Porcentaje del costo total de la UC i que es remunerado vía cargos por uso al OR j. |
| RPPj,i: | Fracción que no se debe incluir en el cálculo de la tarifa de acuerdo con lo dispuesto en el numeral 87.9 de la Ley 142 de 1994. |
| VCTi: | Valor catastral del terreno correspondiente a la subestación en la cual se encuentra la UC i, en $/m2 de la fecha de corte. |
INGRESO ANUAL POR GASTOS DE AOM, IAAOM.
En este capítulo se establece la metodología para definir el valor de gastos de AOM a reconocer a cada OR durante cada uno de los años del periodo tarifario. Dentro de los costos y gastos AOM a reconocer en la actividad de distribución de energía eléctrica no deben incluirse valores que correspondan con los siguientes conceptos, sin perjuicio que la CREG defina otros en resolución aparte:
a) Asociados con otras actividades de la cadena de prestación del servicio;
b) Asociados con los servicios prestados a otros OR;
c) Asociados a activos de conexión de usuarios de los STR o SDL;
d) Asociados a activos ejecutados mediante convocatorias públicas;
e) Asociados con servicios prestados a terceros;
f) Asociados con las inversiones requeridas para la reposición de activos.
El valor del ingreso anual por gastos AOM para cada OR será:
| IAAOMj,n,t: | Ingreso anual por concepto de AOM del OR j, para el año t en el nivel de tensión n, expresado en pesos de la fecha de corte. |
| AOMbasej,n,t: | Valor del AOM base del OR j, para el año t en el nivel de tensión n, calculado de acuerdo con lo previsto en el numeral 4.1, expresado en pesos de la fecha de corte. |
| AOMNIj,n,t: | Valor del AOM para nuevas inversiones, diferentes a reposición, del OR j, para el año t en el nivel de tensión n, calculado de acuerdo con lo previsto en el numeral 4.2, expresado en pesos de la fecha de corte. |
Para el cálculo del valor anual de AOM, primero se obtendrá uno inicial a partir de los valores de AOM remunerado y de AOM demostrado de cada operador de red, durante los años 2009 a 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.
4.1 AOM A RECONOCER
El valor de AOM base a reconocer por los activos existentes a la fecha de corte se determina con las siguientes fórmulas:
Donde:
| AOMOBj: | Valor del AOM objetivo a reconocer para el OR j, expresado en pesos de la fecha de corte. |
| fej: | Factor de eficiencia del OR j obtenido de los modelos de eficiencia que se establezcan para los gastos de AOM en la actividad de distribución. |
| AOMDj,09-13: | Valor del AOM demostrado por el OR j, calculado de acuerdo con lo previsto en el numeral 4.1.1. |
| AOMbasej,t: | Valor del AOM base para el OR j, para el año t, expresado en pesos de la fecha de corte. |
| AOMINIj: | Valor del AOM inicial del OR j, expresado en pesos de la fecha de corte, calculado de acuerdo con lo previsto en el numeral 4.1.3. |
| AOMPj: | Valor del AOM destinado a los programas de reducción o mantenimiento de pérdidas del OR j. Equivale al promedio de los valores reportados para los años 2009 a 2013, expresados en pesos de diciembre de 2013. |
| 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 esta metodología. |
4.1.1 AOM demostrado
Para calcular el valor de AOM demostrado, AOMDj,09-13, a cada OR se obtiene:
a) El valor de AOM demostrado para cada año desde 2009 a 2013, calculado conforme a lo establecido en la Resolución CREG 097 de 2008, actualizado con la variación del IPP desde diciembre del respectivo año hasta diciembre de 2013;
b) A partir de los valores actualizados se obtiene un promedio aritmético de ellos que corresponderá al AOM demostrado, AOMDj,09-13.
4.1.2 AOM remunerado
Para calcular el valor de AOM remunerado, AOMRj,09-13, a cada OR se obtiene:
a) El porcentaje de AOM a reconocer para el año 2009, establecido en la resolución particular de cada OR de acuerdo con la Resolución CREG 097 de 2008;
b) El porcentaje de AOM a reconocer para cada uno de los años desde 2010 a 2013, calculado conforme a lo establecido en la Resolución CREG 097 de 2008. El OR deberá anexar en su solicitud la evidencia de que este porcentaje fue comunicado a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a los comercializadores que atienden usuarios en su mercado de comercialización, con la oportunidad establecida en la regulación;
c) La suma de los CRIj,n aprobados a cada OR en su respectiva resolución particular, actualizado con la variación del IPP hasta diciembre de 2008;
d) La suma de los valores CRIj,n utilizados por cada OR 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 la suma de los valores CRIj,n del año 2008, señalada 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 CRIj,n, señalado en el literal e) 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, AOMRj,09-13.
4.1.3 AOM inicial
El valor de AOM inicial se calcula así:
Donde:
| AOMINIj: | Valor del AOM inicial del OR j, expresado en pesos de la fecha de corte. |
| AOMDj,09-13: | Valor del AOM demostrado por el OR j, calculado de acuerdo con lo previsto en el numeral 4.1.1. |
| AOMRj,09-13: | Valor del AOM remunerado al OR j, calculado de acuerdo con lo previsto en el numeral 4.1.2. |
| CRIj,2013: | Suma de los valores de reposición de la inversión de cada nivel de tensión del OR j utilizada para calcular el PAOMDj,2013, de acuerdo con lo señalado en el numeral 10.3 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008. |
| AOMPj: | Valor del AOM destinado a los programas de reducción o mantenimiento de pérdidas del OR j. Equivale al promedio de los valores reportados para los años 2009 a 2013, expresados en pesos de diciembre de 2013. |
| IPPfc: | Índice de precios al productor en la fecha de corte. |
| IPP2013: | Índice de precios al productor de diciembre de 2013. |
4.1.4 AOM por niveles de tensión
El valor del AOM eficiente para cada nivel de tensión se calcula así:
| AOMbasej,n,t: | Valor del AOM base del OR j, para el nivel de tensión n durante el año t, expresado en pesos de la fecha de corte. |
| AOMbasej,t: | Valor del AOM base del OR j, para el año t, expresado en pesos de la fecha de corte. |
| BRAEj,n,0: | Base regulatoria de activos eléctricos para cada nivel de tensión n, del OR j, en el año t-1 = 0, calculada de acuerdo con lo previsto en el numeral 3.1.1 |
4.2 VALOR DE AOM PARA NUEVAS INVERSIONES
Para las nuevas inversiones, diferentes a reposición, se reconoce un valor anual de AOM así:
| AOMNIj,n,t: | Valor del AOM para las nuevas inversiones en el nivel de tensión n del OR j, expresado en pesos de la fecha de corte. |
| VACNIj,n,t: | Valor acumulado hasta el año t de las nuevas inversiones en el nivel de tensión n, diferentes a reposición, para el OR j, expresado en pesos de la fecha de corte. |
4.3 VERIFICACIÓN DEL VALOR ANUAL DE AOM
Con el propósito de verificar la información de AOM, los OR deberán reportarla cada año adjuntando 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 OR.
Los OR 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.
INGRESO ANUAL POR INCENTIVOS (IAINC).
Los ingresos obtenidos por incentivos a la eficiencia en inversiones y gastos y mejora en la calidad del servicio se calculan con base en la siguiente expresión:
Donde:
| IAINCj,n,t: | Ingreso anual por incentivos del nivel de tensión n, del OR j, en el año t. |
| INCINVj,n,t: | Ingreso anual por incentivos asociados con la eficiencia en las inversiones del nivel de tensión n, del OR j, en el año t, según lo establecido en el numeral 5.1. |
| INCAOMj,n,t: | Ingreso anual por incentivos asociados con la eficiencia en AOM del nivel de tensión n, del OR j, en el año t, según lo establecido en el numeral 5.2. |
| INCCSj,n,t: | Ingreso anual por incentivos asociados con la calidad del servicio del nivel de tensión n, del OR j, en el año t según lo establecido en el numeral 5.3. |
5.1 INCENTIVOS POR EFICIENCIA EN INVERSIONES
Los incentivos asociados con la eficiencia en la ejecución de los planes de inversión solamente aplican para los OR que cuenten con un plan de inversiones aprobado por la Comisión y se calcula de la siguiente manera:
Donde:
| INCINVj,n,t: | Ingreso anual por incentivos asociados con la eficiencia en las inversiones del nivel de tensión n, del OR j, en el año t. |
| INVRj,n,t-1: | Inversiones de referencia del OR j, en el nivel de tensión n, para el año t-1, valor en pesos de la fecha de corte. |
| INCIA j,n,t-1: | Incentivo por eficiencia en inversiones alcanzado en el año t-1. |
5.1.1 Inversiones de referencia
La inversión de referencia, INVRj,n,t se calcula de la siguiente manera:
Donde:
| IEj,n,t: | Inversiones en expansión de activos en el nivel de tensión n, del OR j, en el año t, corresponde al valor de los proyectos de expansión valorados con las UC definidas en el Capítulo 14. |
| IRj,n,t: | Inversiones en reposición de activos en el nivel de tensión n, del OR j, en el año t, corresponde al valor de los proyectos de reposición valorados con las UC definidas en el Capítulo 14. |
| ICj,n,t: | Inversiones en mejoramiento de la calidad del servicio en el nivel de tensión n, del OR j, en el año t, corresponde al valor de los proyectos de calidad del servicio valorados con las UC definidas en el Capítulo 14. |
| IPj,n,t: | Inversiones en programas de gestión de pérdidas en el nivel de tensión n, del OR j, en el año t, corresponde al valor de los proyectos de gestión de pérdidas valorados con las UC definidas en el Capítulo 14. |
5.1.2 Incentivo por eficiencia en inversiones alcanzado
El incentivo por eficiencia en inversiones alcanzado, INCIAj,n,t, se calcula de la siguiente manera:
Donde:
| NIEj,n,t: | Nivel de inversiones ejecutadas durante el año t-1, calculado según el numeral 5.1.2.2. |
| NIORj,n,t: | Nivel de inversiones declarado por el OR para el año t-1, calculado según el numeral 5.1.2.1. |
| IAIj,n,t: | Incentivo de información que de acuerdo con el nivel de inversiones declarado y el nivel de inversiones ejecutado toma los siguientes valores: |
Si NIORj,n,t y NIEj,n,t <= 100 %, entonces IAI es 0.85
Si NIORj,n,t >100 % y NIEj,n,t <= 100 %, entonces IAI es 0.425
Si NIEj,n,t > 100 %, entonces IAI es 0
Para el primer año del periodo tarifario el incentivo por eficiencia en inversiones es igual a cero.
5.1.2.1 Nivel declarado de inversiones del OR
El nivel de inversiones del OR se calcula con base en la siguiente expresión:
Donde:
| INVORj,n,t: | Inversiones declaradas por el OR j en el nivel de tensión n, para el año t, valor en pesos de la fecha de corte. |
| INVRj,n,t: | Inversiones de referencia del OR j, en el nivel de tensión n, para el año t, valor en pesos de la fecha de corte, según el numeral 5.1 |
La variable INVORj,n,t se calcula de la siguiente manera:
Donde:
| IEORj,n,t: | Inversiones en expansión de activos en el nivel de tensión n, del OR j, en el año t, corresponde al valor de los proyectos de expansión con la valoración del OR. |
| IRORj,n,t: | Inversiones en reposición de activos en el nivel de tensión n, del OR j, en el año t, corresponde al valor de los proyectos de reposición con la valoración del OR. |
| ICORj,n,t: | Inversiones en mejoramiento de la calidad del servicio en el nivel de tensión n, del OR j, en el año t, corresponde al valor de los proyectos de calidad del servicio con la valoración del OR. |
| IPORj,n,t: | Inversiones en programas de gestión de pérdidas en el nivel de tensión n, del OR j, en el año t, corresponde al valor de los proyectos de gestión de pérdidas con la valoración del OR. |
5.1.2.2 Nivel de inversiones ejecutadas
El nivel de inversiones ejecutadas, NIEj,n,t, por el OR durante el año t se calcula de la siguiente manera:
Donde:
| INVE j,n,t: | Inversiones ejecutadas por el OR j, en el nivel de tensión n durante el año t, valor en pesos de la fecha de corte. |
| INVR j,n,t: | Inversiones de referencia del OR j, en el nivel de tensión n, para el año t, valor en pesos de la fecha de corte. |
Como soporte de las inversiones ejecutadas, el OR 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.
5.2 INCENTIVOS POR EFICIENCIA EN AOM
Los incentivos asociados con la eficiencia en los gastos de administración, operación y mantenimiento aplican para los OR que cuenten con un plan de inversiones aprobado por la Comisión y se calcula de la siguiente manera:
Donde:
| INCAOMj,n,t: | Ingreso anual por incentivos asociados con la eficiencia en los gastos de administración, operación y mantenimiento, del OR j, en nivel de tensión n, del año t. |
| AOMRj,n,t-1: | Gastos de AOM de referencia del OR j, en el nivel de tensión n, para el año t-1, valor en pesos de la fecha de corte. |
| INCGA j,n,t-1: | Incentivo por eficiencia en gastos de AOM alcanzado en el año t-1. |
5.2.1 Gastos de AOM de referencia
Los gastos de AOM de referencia, AOMRj,n,t se calculan de la siguiente manera:
Donde:
| IAAOMj,n,t: | Ingreso anual por concepto de AOM del OR j, para el año t en el nivel de tensión n, expresado en pesos de la fecha de corte, según lo establecido en el Capítulo 4. |
5.2.2 Incentivo por eficiencia de AOM alcanzado
El incentivo por eficiencia en gastos alcanzado, INCGA j,n,t se calcula con la siguiente expresión:
Donde:
| NGEj,n,t: | Nivel de gastos ejecutados durante el año t, calculado según el numeral 5.2.2.2. |
| NGORj,n,t: | Nivel de gastos declarado por el OR para el año t, calculado según el numeral 5.2.2.1. |
| IAIj,t: | Incentivo de información que de acuerdo con el nivel de gastos declarado y el nivel de gastos ejecutado toma los siguientes valores: |
Si NGORj,n,t-1 y NGEj,n,t-1 <= 100 %, entonces IAI es 0.85
Si NGORj,n,t-1 >100 % y NGEj,n,t-1 <=100 %, entonces IAI es 0.425
Si NGEj,n,t-1 > 100 %, entonces IAI es 0
Para el primer año del periodo tarifario el incentivo por eficiencia en gastos es igual a cero.
5.2.2.1 Nivel declarado de gastos del OR
El nivel declarado de gastos del OR se calcula con base en la siguiente expresión:
Donde:
| AOMORj,n,t: | Gastos declarados por el OR j en el nivel de tensión n, para el año t, valor en pesos de la fecha de corte. |
| AOMRj,n,t: | Gastos de referencia del OR j, en el nivel de tensión n, para el año t, valor en pesos de la fecha de corte. |
5.2.2.2 Nivel de gastos ejecutados
El nivel de gastos ejecutados, NGEj,n,t, por el OR durante el año t se calcula de la siguiente manera:
Donde:
| AOME j,n,t: | Gastos de AOM ejecutados por el OR j, en el nivel de tensión n durante el año t, valor en pesos de la fecha de corte. |
| AOMR j,n,t: | Gastos de AOM de referencia del OR j, en el nivel de tensión n, para el año t, valor en pesos de la fecha de corte. |
Como soporte de los gastos ejecutados, el OR 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.
5.3 INCENTIVOS POR EFICIENCIA EN CALIDAD DEL SERVICIO
Los incentivos asociados con el cumplimiento de la calidad media en el SDL se calculan de la siguiente manera:
Donde:
| INCDj,n,t: | Ingreso anual por incentivos asociados con la calidad del servicio asociado con los indicadores de duración del nivel de tensión n, del OR j, en el año t. |
| INCFj,n,t: | Ingreso anual por incentivos asociados con la calidad del servicio asociado con los indicadores de frecuencia del nivel de tensión n, del OR j, en el año t. |
Donde:
| IC_SAIDIt,j: | Incentivo de calidad por el indicador SAIDI alcanzado por el OR j en el año t-1, aplicable durante el año t del periodo tarifario, según lo establecido en el numeral 6.2.3.4.1 |
| IC_SAIFIt,j: | Incentivo de calidad por el indicador SAIFI alcanzado por el OR j en el año t-1, aplicable durante el año t del periodo tarifario, según lo establecido en el numeral 6.2.3.4.2. |
| BRAEj,n,0: | Base regulatoria de activos eléctricos del nivel de tensión n al inicio del periodo tarifario, según lo establecido en el numeral 3.1.1.1. |
CALIDAD DEL SERVICIO.
6.1 CALIDAD DEL SERVICIO EN LOS STR
La continuidad en la distribución de energía eléctrica en los STR dentro de los niveles de calidad establecidos, será responsabilidad de los OR. Sin perjuicio de la responsabilidad a cargo del OR por los daños y perjuicios causados a usuarios o terceros, el incumplimiento de la calidad definida en esta resolución dará lugar a la aplicación de compensaciones al OR, a favor de los usuarios, de conformidad con lo establecido en este anexo.
Las compensaciones se aplicarán disminuyendo el ingreso mensual que le corresponde a cada OR. Para tal efecto, el LAC calculará mensualmente las compensaciones que deberán ser asumidas por el OR, conforme a lo previsto en este Capítulo.
6.1.1 Activos sujetos al esquema de calidad
Las disposiciones sobre calidad en los STR aplicarán a los agentes que realizan la actividad de distribución en estos sistemas, y a todos aquellos agentes responsables de la información necesaria para la aplicación del esquema de calidad del servicio en los STR, establecido en esta resolución.
Los activos del STR sobre los que aplica el esquema de calidad del servicio son los que: i) hacen parte del inventario reconocido a cada OR, ii) están en operación comercial y podrán hacer parte de este inventario, o iii) son construidos como resultado de procesos de libre concurrencia.
Para el caso de los proyectos adjudicados mediante procesos de libre concurrencia, la clasificación de los activos deberá actualizarse cada vez que entre en vigencia la resolución que defina las UC para remunerar la actividad de distribución.
6.1.2 Bases de datos
El CND será el responsable de centralizar, almacenar y procesar la información de eventos, que permita calcular los indicadores de indisponibilidad de los grupos de activos definidos en el numeral 6.1.3.2.
La información de eventos deberá mantenerse actualizada en la base de datos creada por el CND para su reporte. Esta información será utilizada, entre otros, para calcular las variables relacionadas con la calidad del servicio, las compensaciones, las remuneraciones de los activos y también será insumo para la determinación de la ENS.
El CND deberá mantener almacenada la información de eventos, en medio digital o de última tecnología, por un periodo no inferior a cinco años y deberá elaborar un resumen mensual de los eventos registrados en la base de datos, identificando el activo con el código asignado por el CND, el grupo de activos al que pertenece, la duración del evento, la causa y la fecha y hora de ocurrencia. Tanto la información reportada como el resumen deberán estar disponibles para consulta de la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD), y la CREG. Si el CND cambia la forma de identificar los activos, deberá preverse la forma de recuperar la información histórica de cada uno de los activos.
6.1.3 Reglamento para el reporte de eventos
El reporte de eventos debe realizarse teniendo en cuenta las disposiciones que a continuación se establecen.
6.1.3.1 Responsabilidad del reporte de información
El OR, o quien opere un activo en el STR, deberá informar al CND la ocurrencia de cualquier evento dentro de los quince (15) minutos siguientes a la ocurrencia del mismo, y la finalización de la ejecución de maniobras dentro de los cinco (5) minutos siguientes. En caso de que un agente no efectúe tales notificaciones en los plazos señalados, se ajustará el número máximo de horas anuales de indisponibilidad del activo correspondiente, de acuerdo con lo establecido en este anexo.
Los OR son los responsables de la recolección y el reporte de la información de eventos. Cuando el OR no opere los activos directamente, la información será reportada por quien los opera, y en el respectivo contrato de operación podrán precisarse los mecanismos para que el OR conozca la información reportada al CND. En todo caso, el responsable de la calidad y la oportunidad de la información reportada, a través del sistema dispuesto por el CND para este fin, es el OR a quien se le están remunerando los activos.
Para activos nuevos, el OR, o quien los opere, deberá reportar los eventos en la forma dispuesta en la presente resolución, a partir de su fecha de entrada en operación comercial.
6.1.3.2 Activos del STR a reportar
Para los STR se deberán reportar los eventos sobre los activos que conforman los siguientes grupos de activos:
a) Conexión del OR al STN: constituido por el transformador que se conecta al STN, incluye todas las bahías de transformador que lo conectan al SIN. Además se consideran dentro de este grupo los transformadores que, aunque no se conectan al STN, por lo menos tienen dos devanados operando en alta tensión, junto con las bahías de transformador en este mismo nivel;
b) Equipos de compensación: constituido por el respectivo equipo de compensación y las bahías que lo conectan al STR;
c) Línea alta tensión: constituido por el circuito que conecta dos subestaciones del STR (o más de dos subestaciones si hay conexiones en T). Incluye las bahías de línea con las que se opera su conexión al STR. Si una línea está conformada por más de un circuito, deberán reportarse por separado los eventos de cada uno de los circuitos;
d) Barraje: constituido por el módulo de barraje y las bahías de acople, transferencia o seccionamiento, en caso de que cuente con estas.
6.1.3.3 Información del reporte de eventos
El reporte de eventos deberá contener como mínimo lo siguiente:
a) Activo sobre el cual se presenta el evento;
b) Fecha y hora de ocurrencia del evento;
c) Duración del evento teniendo en cuenta los tiempos de ejecución de maniobras establecidos por la regulación y los procedimientos que el CNO defina para tal fin;
d) La capacidad disponible del activo durante el evento;
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 STR, informar el activo causante y precisar si pertenece al mismo grupo de activos;
g) Señalar si el evento obedece a la operación de un esquema suplementario, identificando el respectivo esquema;
h) Diferenciación entre eventos programados y no programados;
i) Demanda no atendida identificada por el OR;
j) Número de consignación, cuando aplique;
k) Clasificación según las causas detalladas, acordadas y publicadas por el Consejo Nacional de Operación (CNO);
l) Descripción del evento.
El CNO deberá mantener publicada y actualizada la lista de causas detalladas, necesarias para que los agentes entreguen la información solicitada en el literal k). Si bien el reporte de eventos debe hacerse en el plazo que para tal fin se establece, la causa detallada podrá ser modificada dentro del plazo que establezca el CND, ya que corresponde a un dato informativo que no se utiliza en el cálculo de las compensaciones ni de los indicadores de calidad establecidos en este anexo.
Cuando se presenten eventos ocasionados por la actuación de esquemas suplementarios de protección instalados para evitar la sobrecarga de circuitos o transformadores remunerados en el nivel de alta tensión, su duración deberá asignarse a los activos que originaron su instalación, sin importar que los activos desconectados por la actuación del esquema pertenezcan a niveles de tensión diferentes al 4. La duración de estos eventos deberá ser igual al mayor de los tiempos de interrupción de cualquiera de los activos que fueron desconectados. El CND deberá mantener publicada en su página web la lista con los esquemas suplementarios existentes en el SIN, identificando los activos que operarían por la actuación del mismo y precisando cuáles se instalaron para evitar sobrecargas en circuitos o transformadores remunerados en el nivel de alta tensión.
El CND deberá mantener publicados en su página web los formatos e instrucciones para el reporte de eventos que considere 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.
6.1.3.4 Validación de la información
El CND confrontará la información de eventos que se ingresa a la base de datos con la información que le haya sido reportada por los operadores de los activos, así como con la información disponible en los registros de señales digitales y análogas ante la ocurrencia de eventos, los registros de las lecturas de energía y potencia en tiempo real para las barras de las subestaciones del STR, los registros de consignaciones y el reporte de fallas en transformadores de medida, entre otros. El CND definirá las fuentes que utilizará y la información que verificará.
La confrontación mencionada se realizará de la siguiente manera:
a) Si el CND identifica discrepancias en el reporte de un evento en cuanto a su duración, para el cálculo de los indicadores definidos en este anexo deberá asumirse el evento de mayor duración;
b) Si el agente no reporta información sobre el activo involucrado en el evento, o se constatan discrepancias sobre la identidad del activo reportado, deberá asumirse que la ocurrencia del evento se presentó en todos los activos involucrados, cuya responsabilidad de operación y mantenimiento sea del OR que no reportó correctamente la información.
En el proceso de validación, si el CND encuentra que la indisponibilidad de un activo dejó como activo no operativo a otros diferentes a los que conforman su grupo de activos, ingresará los reportes correspondientes sobre estos activos e informará al agente causante de la no operatividad.
Después de finalizado el proceso de validación, en el sistema de consulta que habilite el CND, los agentes podrán revisar la información validada y el listado de las inconsistencias encontradas. En caso de ser necesario, el agente podrá solicitar ajustes a la información publicada y el CND responderá a los agentes las solicitudes presentadas, de acuerdo con los procedimientos que establezca para tal fin.
La información validada por el CND y, de ser el caso, ajustada según los comentarios de los agentes, será la que deberá quedar registrada en la base de datos de reporte de eventos de que este anexo.
6.1.3.5 Supervisión de activos del STR
Los OR deberán contar con supervisión en tiempo real de los activos del STR a reportar, un Sistema de Secuencia de Eventos (SOE), un enlace de comunicación y el protocolo acordado con el CND.
Las características mínimas de la información a suministrar en tiempo real y de los sistemas de comunicaciones son las que para tal fin haya definido el CND.
Con la frecuencia que el CND determine, el OR deberá permitirle acceder a la información registrada en su sistema de supervisión, con el fin de obtener las mediciones de potencia en los barrajes de alta tensión o, en el caso en el que el OR no tenga este nivel en su sistema, en los puntos de conexión con los sistemas de otros OR.
6.1.3.6 Plazos
Para realizar los procedimientos descritos en el presente anexo, se tendrán en cuenta los siguientes plazos, cada uno contado a partir de las 24:00 horas del día de operación:
Tabla número 3 Plazos para realizar procedimientos
| 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.
6.1.4 Máximas horas anuales de indisponibilidad
Los siguientes grupos de activos utilizados en la prestación del servicio de distribución de energía eléctrica en el STR, no deberán superar, en una ventana móvil de doce meses, el número de máximas horas anuales de indisponibilidad, MHAI, que defina la CREG para los grupos de activos identificados en la Tabla número 4:
Tabla número 4 Grupos de activos
Grupos de Activos
Conexión del OR al STN
Equipos de compensación
Línea nivel de alta tensión
Barraje sin bahías de maniobra
Barraje con bahías de maniobra
Para los grupos de activos “conexión del OR al STN”, “equipos de compensación” y “línea nivel de alta tensión” se consideran incluidas las respectivas bahías. Para el grupo de activos “Barraje” se diferencian las máximas horas permitidas para barrajes que cuentan con bahías de maniobra y para barrajes que no cuentan con 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.
6.1.5 Máximos permitidos de indisponibilidad
Para cada grupo de activos, las máximas horas anuales de indisponibilidad se reducirán en 0,5 horas cada vez que se presente alguna de estas situaciones: i) consignación de emergencia solicitada, ii) modificación al programa trimestral de consignaciones o mantenimientos, iii) retraso en reporte de eventos de cualquiera de los activos que conforman el grupo. El CND calculará mensualmente la meta ajustada, de acuerdo con la siguiente fórmula:
Donde:
| MHAIAm,gu: | Máximas horas anuales de indisponibilidad ajustadas del grupo de activos gu, calculadas para el mes m. |
| MHAIgu: | Máximas horas anuales de indisponibilidad del grupo de activos gu. |
| SCEm,u: | Número acumulado de solicitudes de consignaciones de emergencia, exceptuando las excluidas, para cada uno de los activos u que conforman el grupo de activos gu durante una ventana móvil de doce meses que termina en el mes m. (número entero). |
| CPSMm,u: | Número acumulado de cambios al programa trimestral de mantenimientos, exceptuando los excluidos, para cada uno de los activos u que conforman el grupo de activos gu durante una ventana móvil de doce meses que termina en el mes m. (número entero). |
| ENRm,u: | Número acumulado de eventos o finalización de maniobras no reportados en los plazos establecidos en esta resolución, para cada uno de los activos u que conforman el grupo de activos gu durante una ventana móvil de doce meses que termina en el mes m. (número entero). |
| NGU: | Número de activos que conforman el grupo de activos gu. |
6.1.6 Indisponibilidad de los activos de uso del STR
La duración de las indisponibilidades de los activos del STR se medirá 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: | Indentificador 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.
6.1.7 Estimación de la capacidad disponible
La capacidad disponible de un activo se estima teniendo en cuenta las siguientes condiciones para cada tipo de activo:
a) Módulo de barraje: si la unidad constructiva queda parcialmente disponible se considera que la capacidad disponible es el 50 % de la capacidad nominal;
b) Líneas, transformadores, unidades de compensación: la capacidad disponible es la capacidad real disponible del activo, medida en las mismas unidades de la capacidad nominal. Para los casos de líneas con conexiones en T, la capacidad disponible de la línea equivale a la proporción que representa la longitud que queda en servicio frente a la longitud total de la línea, multiplicada por la capacidad nominal de la línea;
c) Para los demás activos se considera que la capacidad disponible es el 0% o el 100% de la capacidad nominal, dependiendo de si el equipo está en falla o está en funcionamiento normal.
6.1.8 Eventos excluidos
No se incluirán en el cálculo de las horas de indisponibilidad, HIDm,u, del activo ni de la variable CNEm,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 OR 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. El CND indicará los casos en los que imparte instrucción directa para ejecutar maniobras en los activos del STR;
c) Esquemas suplementarios de protección diferentes a los instalados para evitar la sobrecarga de circuitos o transformadores remunerados en el nivel de tensión 4. Esto, siempre que para su instalación se haya dado cumplimiento a lo previsto en la regulación;
d) Indisponibilidades por demoras entre el momento en que el agente declara que tiene disponible su activo y la puesta en operación del mismo ordenada por el CND, cuando se requiera dicha orden;
e) Indisponibilidades originadas en catástrofes naturales, tales como erosión (volcánica, fluvial o glacial), terremotos, maremotos, huracanes, ciclones y/o tornados y las debidas a actos de terrorismo, siempre que se cumplan las siguientes reglas:
i) El OR afectado por el evento deberá declarar oficialmente ante el CND la ocurrencia del mismo y será responsable por tal declaración. Esta declaración deberá ser por escrito, anexando la información de los activos afectados y la manifestación de que cumplió con las demás reglas exigidas para excluir este evento. Asimismo, si se prevé que el evento tendrá una duración superior a los tres (3) días a partir de su ocurrencia, el agente tendrá que informar a los usuarios finales que puedan resultar afectados, dentro de las 48 horas siguientes a la ocurrencia del evento, a través de cualquier medio de comunicación masivo disponible en la región o área afectada que garantice su adecuada difusión;
ii) El OR afectado por el evento deberá establecer el plazo para la puesta en operación de los activos afectados, para lo cual deberá entregar al CND y al CNO un cronograma y presentarles los respectivos informes de avance del mismo;
f) Las solicitudes de consignaciones de emergencia, las modificaciones al programa trimestral de consignaciones o los incumplimientos en los tiempos de ejecución de maniobras, originados en los eventos definidos en el literal anterior. Las indisponibilidades debidas a mantenimientos mayores que se hayan efectuado con sujeción al procedimiento establecido para tal fin;
g) 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 OR afectado deberá declarar oficialmente al CND, mediante comunicación escrita, la fecha de inicio de intervención de activos por la ejecución de las obras o sobre las modificaciones a las instalaciones existentes, detallando los activos afectados, el número de días calendario de la indisponibilidad y adjuntando las respectivas certificaciones de las entidades estatales o de los organismos correspondientes;
ii) Si se presentan cambios en la duración prevista, el OR lo informará por escrito al CND y anexará la correspondiente certificación.
Las comunicaciones mencionadas en este numeral deberán presentarse dentro del plazo que para tales fines determine el CND. En todo caso, el CND deberá contar con la información en forma oportuna para que el LAC calcule las compensaciones correspondientes al mes a facturar.
Cuando los eventos de que trata este numeral ocurran en el mismo periodo horario con eventos ocasionados por indisponibilidades no excluidas y se determine que hubo ENS, se deberá seguir el procedimiento descrito para tal fin en la Resolución CREG 094 de 2012.
6.1.9 Procedimiento para los mantenimientos mayores
El mantenimiento mayor de un activo es el que se realiza por una vez cada seis años y requiere un tiempo mayor a las máximas horas anuales de indisponibilidad fijadas para el grupo de activos al que pertenece ese activo.
Los mantenimientos mayores deberán ser reportados en el programa trimestral de mantenimientos y ajustarse a los procedimientos aquí establecidos.
El tiempo máximo permitido para el mantenimiento mayor de un activo es de 96 horas cada 6 años y este periodo se cuenta a partir del 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 OR. La distribución debe hacerse de tal forma que, desde el día de inicio hasta el último día del mantenimiento, no se sobrepase un total de 30 días calendario. La duración mínima de indisponibilidad solicitada por esta causa debe ser de 32 horas.
Para cada día de trabajo, la duración mínima de cada indisponibilidad solicitada deberá ser de ocho horas de trabajo; tratándose del último día de los programados para el mantenimiento mayor, esta duración puede ser menor. Sin embargo, si por las condiciones de seguridad del SIN se requiere la disminución de este número de horas para un día determinado, el CND lo podrá solicitar al operador del activo, ante lo cual este último evaluará y tomará la decisión de disminuir la duración o mantener la inicialmente programada. Lo anterior sin perjuicio de la responsabilidad del operador del activo por la gestión del mantenimiento mayor.
Para el caso de un banco de transformadores, el tiempo máximo permitido por mantenimiento mayor puede dividirse de tal forma que el mantenimiento de cada unidad se pueda programar en fechas diferentes. En este caso, 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 conexión del OR al STN.
Sin perjuicio de lo anterior, un mantenimiento mayor podrá suspenderse por orden del CND o de una autoridad competente.
6.1.10 Activos que entran en operación comercial
A partir de la fecha de entrada en operación comercial de activos del STR y hasta que se inicie su remuneración al respectivo agente a través de cargos por uso, este agente será el responsable por la ocurrencia de eventos en estos activos que ocasionen ENS.
En consecuencia, a partir de la fecha de entrada en operación comercial de los activos se deberán reportar los eventos en la forma dispuesta en la presente resolución. Cuando se presente ENS, se estimará su magnitud en la forma descrita en la Resolución CREG 094 de 2012, o aquella que la modifique o sustituya, y se aplicará la respectiva compensación.
El LAC incluirá esta compensación dentro del cálculo de la variable CNEm,u descrito en el numeral 6.1.13.2, a aplicarse para el mes m siguiente al mes de publicación del informe de ENS.
En todo caso, cuando los activos estén incluidos en la remuneración del STR a través de cargos por uso, el agente que recibe la remuneración será responsable por el cumplimiento de todos los indicadores de calidad establecidos en este anexo. Para el cálculo de las horas de indisponibilidad del activo, solo se tendrán en cuenta las reportadas desde el primer mes de remuneración.
6.1.11 Valor de referencia para compensación
Para calcular el valor de las compensaciones, en caso de requerirse, se utilizará la siguiente referencia:
| VHRCm,u,j: | Valor horario de referencia para el cálculo de la compensación del activo u, del OR j, durante el mes m. |
| r: | Tasa de retorno para la actividad de distribución. |
| CRu: | Costo reconocido para el activo u de acuerdo con lo previsto en el Capítulo de definición de unidades constructivas. |
| PUu,j: | Porcentaje de uso del activo u que se reconoce al OR j. |
| IPPm-1: | Índice de precios al productor total nacional correspondiente al mes m-1. |
| IPP0: | Índice de precios al productor total nacional correspondiente a la fecha de corte. |
6.1.12 Remuneración en algunos casos de indisponibilidad
Para los casos de indisponibilidades originadas en catástrofes naturales, tales como erosión (volcánica, fluvial o glacial), terremotos, maremotos, huracanes, ciclones y/o tornados y las debidas a actos de terrorismo, la remuneración del activo u en el mes m, para cada mes mi que este se encuentre indisponible será:
| IMRTm,u: | Ingreso mensual temporal para el activo u, en el mes m, mientras el activo u esté indisponible por las causas citadas en este numeral. |
| mi: | Número de meses calendario completos transcurridos a partir de la ocurrencia del evento, incluido el mes m, durante los cuales el activo u ha estado indisponible. |
| VHRCm,u,j: | Valor horario de referencia para el cálculo de la compensación del activo u, del OR j, durante el mes m. |
6.1.13 Compensaciones
6.1.13.1 Compensaciones por incumplimiento de las metas
Las compensaciones que deberán ser asumidas por el OR o los OR responsables de los activos que conforman los grupos de activos con horas de indisponibilidad acumuladas, HIDA, que superen las máximas horas anuales de indisponibilidad ajustadas, MHAIA, se calcularán con base en la información obtenida por el CND y conforme a las siguientes fórmulas:
Si para el grupo de activos gu en el mes m se obtiene que HIDAm,gu = MHAIAm,gu entonces las horas a compensar, HCm,gu, serán iguales a cero.
Por el contrario, si para el grupo de activos gu en el mes m se obtiene que HIDAm,gu > MHAIAm,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 OR 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, HCpi,gu, son iguales a cero y por consiguiente el total de horas compensadas por el grupo de activos gu, en ese mismo periodo, THCp-1,gu también es igual a cero.
Las compensaciones se calculan para los activos enunciados en el numeral 6.1.1
6.1.13.2 Compensaciones por dejar no operativos otros activos o por energía no suministrada
El evento en un activo puede dejar otros no operativos, diferentes a los que conforman su grupo de acuerdo a lo previsto en el numeral 6.1.4, 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 OR responsable de la operación y mantenimiento de los activos cuya indisponibilidad ocasione que otros activos queden no operativos o que se presente ENS se calcula con:
Donde:
| CNEm,u: | Compensación del activo u, en el mes m, por energía no suministrada y/o por dejar no operativos otros activos. |
| CNEi,m,u: | Compensación del activo u, por la indisponibilidad i, en el mes m, por energía no suministrada o por dejar no operativos otros activos. |
Para determinar el valor de la compensación CNE 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 (HIDAm,gu = MHAIAm,gu) y el porcentaje de energía no suministrada, PENSj,h, es inferior al porcentaje definido en el numeral 3.4 de la Resolución CREG 094 de 2012, el valor de la compensación CNE para la indisponibilidad i, es igual a cero;
b) Si para el grupo de activos gu al que pertenece el activo u, en el mes m, las horas de indisponibilidad acumulada son mayores que las máximas horas anuales de indisponibilidad ajustadas (HIDAm,gu > MHAIAm,gu) y el porcentaje de energía no suministrada, PENSj,h, es inferior al porcentaje definido en el numeral 3.4 de la Resolución CREG 094 de 2012, el valor de la compensación CNE se obtiene de la siguiente forma:
c) Si durante la indisponibilidad i, del activo u, para alguna de las horas de duración de la indisponibilidad el porcentaje de energía no suministrada, PENSj,h, es mayor que el porcentaje definido en el numeral 3.4 de la Resolución CREG 094 de 2012, el valor de la compensación CNE se obtiene de la siguiente forma:
En las fórmulas de este numeral se utilizan las siguientes variables:
| PENSj,h: | Porcentaje de la energía no suministrada, calculado de acuerdo con lo previsto en el numeral 3.4 de la Resolución CREG 094 de 2012. |
| VHRCm,r,j: | Valor horario de referencia para el cálculo de la compensación del activo r, causada por la indisponibilidad del activo u del OR 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 ENSq calculada de acuerdo con lo previsto en el numeral 3.4 de la Resolución CREG 094 de 2012. |
| CRO: | Costo incremental operativo de racionamiento de energía definido y calculado por la UPME, correspondiente al primer escalón, que rija para el mes m en el que se aplique la variable CNEm,u. |
El OR 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 OR. Adicionalmente, el OR 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 OR 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.
6.1.13.3 Valor total a compensar
El LAC calculará mensualmente el valor total de compensaciones que se descontará del Ingreso Mensual de cada OR j, tal como se muestra a continuación:
Donde:
| CSTRj,m : | Suma de los valores que debe compensar en el STR el OR j por incumplimiento de lo establecido en este Capítulo, en el mes m. |
| CIMm,u : | Compensación por incumplimiento de metas, del activo u, en el mes m. |
| PUj,u: | Fracción del activo u que es remunerada vía cargos por uso al OR j. |
| VHRCm,u,j: | Valor horario de referencia para el cálculo de la compensación del activo u, del OR j, durante el mes m. |
| IMRTm,u: | Ingreso Mensual Temporal para el activo u, en el mes m, mientras el activo u esté indisponible por las causas citadas en el numeral 6.1.12. |
| CNEm,u: | Compensación del activo u, en el mes m, por energía no suministrada o por dejar no operativos otros activos. |
| CNEPm-1: | Valor de la compensación por energía no suministrada o por dejar no operativos otros activos que quedó pendiente por descontar en el mes m-1. |
| aj: | Número de activos del OR j que se encuentra en cada una de las situaciones descritas. |
6.1.14 Informe sobre ENS
Cuando la variable PENSj,h, supere el porcentaje definido en el numeral 3.4 de la Resolución CREG 094 de 2012 el CND deberá publicar en su página web y enviar a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD, un informe donde se haga el análisis detallado del evento ocurrido y contenga como mínimo lo siguiente:
a) Número y descripción de eventos registrados y los activos causantes de los eventos;
b) Valores y memoria de cálculo de todas las variables descritas en este Capítulo;
c) Para los mercados de comercialización afectados, la curva de potencia activa del periodo horario del evento, de los 12 periodos anteriores y de los 12 siguientes a la ocurrencia del mismo, y
d) El informe final del evento previsto en los acuerdos del CNO.
El informe será elaborado por el CND, teniendo en cuenta los plazos establecidos en los acuerdos del CNO para la presentación de los informes de análisis del evento, y suministrado como herramienta de análisis a la SSPD para lo de su competencia.
6.1.15 Zona excluida de CNE
Una zona excluida de CNE es la zona del STR que, en condiciones normales de operación, es alimentada solo por un circuito o sólo por un transformador, de los que conforman el STR. También podrán ser zonas excluidas de CNE, de manera temporal, aquellas zonas que se alimenten solo por un circuito o sólo por un transformador, de los que conforman el STR, cuando los demás activos que alimentan la zona se encuentren indisponibles por los eventos excluidos de que trata el numeral 6.1.8. La zona dejará de ser zona excluida de CNE en el momento en que otro activo del STR alimente dicha zona.
Las zonas del STR que cumplan con las condiciones establecidas en este numeral se denominarán zonas excluidas de CNE y para ellas no habrá lugar al cálculo de compensaciones por dejar no operativos otros activos o por ENS, ante eventos ocasionados por los activos que las conforman.
6.1.15.1 Lista de zonas excluidas de CNE
Para que una zona sea considerada como zona excluida de CNE, el CND verificará que cumple con la definición y los requisitos previstos en el numeral anterior. El CND deberá publicar en su página web la lista de zonas excluidas de CNE y el conjunto de activos del STR que hacen parte de cada una de ellas. Si varios OR identifican activos que dependen eléctricamente de un mismo activo, el CND los agrupará y conformará una sola zona excluida de CNE.
El CND actualizará la lista cuando se identifique una nueva zona excluida de CNE que cumpla con los requisitos. También actualizará la lista cuando elimine una zona excluida de CNE por una de las siguientes causas: i) entró en operación comercial un proyecto que cambia alguna condición que sirvió para que la zona excluida de CNE fuera identificada previamente como tal, o ii) el proyecto, definido como viable por la UPME, no entró en operación comercial en la fecha prevista por esta entidad.
La lista actualizada de zonas excluidas de CNE 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.
6.1.15.2 Procedimiento para establecer zonas excluidas de CNE
El OR identificará la zona excluida de CNE de acuerdo con lo señalado en el numeral 6.1.15 y para que sea considerada como tal, deberá cumplir con lo siguiente:
a) Enviar al CND el diagrama unifilar de la zona excluida de CNE;
b) Identificar e informar al LAC los activos del STR que hacen parte de la zona excluida de CNE;
c) Presentar a la UPME un estudio de alternativas para mitigar el riesgo de fallas en el suministro de energía en las áreas que se encuentren en la condición citada, dentro del mercado de comercialización atendido por el OR. Para esto se deberá tener en cuenta lo siguiente:
i) La UPME, con base en los criterios de evaluación para nuevos proyectos en el SIN, definirá la viabilidad de las alternativas planteadas y confirmará el plazo para su ejecución de acuerdo con lo planteado por el OR;
ii) Si la UPME no considera viable ninguna de las alternativas planteadas y no sugiere otra factible, la zona se considerará zona excluida de CNE;
iii) Si se tiene una alternativa con el visto bueno de la UPME, el valor a compensar, CNE, empezará a ser liquidado por el LAC a partir de la fecha que haya confirmado la UPME para la entrada en operación del nuevo proyecto;
d) Enviar al CND copia de la comunicación donde la UPME indique, para cada zona, que el OR entregó la información prevista en literal anterior junto con la información que esta entidad requirió para definir la viabilidad de las alternativas presentadas.
6.1.16 Límite de los valores a compensar
El LAC deberá tener en cuenta que el valor total a descontar en el mes m, al OR j, por concepto de compensaciones en el STR no podrá superar el 60% de la suma de los ingresos en este sistema antes de compensaciones. Si el valor a descontar fuere mayor a dicho porcentaje, el saldo pendiente se deducirá durante los siguientes meses verificando que no se supere el tope del 60%.
Además, la suma del valor de las compensaciones en el STR para cada OR j, en un año calendario, estarán limitadas a un valor equivalente al 30% del ingreso del OR en ese año para el nivel de tensión 4, estimado actualizando la variable IAj,4,t, definida en el Capítulo 3, con el IPP de diciembre del año anterior.
Con el objeto de verificar este límite, el LAC calculará mensualmente para cada OR la siguiente variable:
Donde:
| ACSTRj,m: | Valor acumulado de las compensaciones en el STR durante los meses transcurridos del año calendario hasta el mes m. |
| CSTRj,m : | Suma de los valores que debe compensar en el STR el OR j por incumplimiento de lo establecido en este Capítulo, en el mes m. |
Si para un mes m se obtiene que el valor acumulado supera el 30% del ingreso del nivel de tensión 4 del OR para ese año el LAC liquidará al OR j, para ese mes, un valor tal que el 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.
6.2 CALIDAD DEL SERVICIO EN LOS SDL
La calidad del servicio brindada por un OR será medida en términos de la duración y la frecuencia de las interrupciones del servicio que perciban los usuarios conectados a sus redes. Para el efecto se adoptarán indicadores para establecer la calidad media del sistema de distribución del OR, así como para establecer la calidad individual que perciba cada uno de sus usuarios.
En función de las mejoras o desmejoras en la calidad media alcanzada con respecto a una meta establecida regulatoriamente, el OR será objeto de aplicación de un esquema de incentivos el cual, le permitirá aumentar su cargo por uso, o se lo hará disminuir, durante el año inmediatamente siguiente a la evaluación.
El esquema de incentivos se complementará con un esquema de compensaciones a los usuarios, el cual busca garantizar un nivel mínimo de calidad individual y disminuir la dispersión de la calidad prestada por el OR en torno a la calidad media.
En este Capítulo se definen todos los conceptos que se requieren para la aplicación del esquema anteriormente descrito.
La aplicación del esquema de incentivos y compensaciones descrito en este numeral no limita los derechos de los usuarios para reclamar ante el OR los perjuicios causados por la discontinuidad del servicio.
En caso de presentarse diferencias en la información utilizada para la aplicación del esquema de incentivos y compensaciones, entre la reportada por los agentes y la contabilizada por los usuarios, estos últimos tienen el derecho que les reconocen los artículos 152 y siguientes de la Ley 142 de 1994 para presentar peticiones, quejas, recursos y reclamaciones.
6.2.1 Interrupciones del servicio de energía
Para las interrupciones del servicio de energía se establece su clasificación y las excepciones que se tendrán en cuenta para la aplicación del esquema de incentivos y compensaciones.
6.2.1.1 Clasificación de las interrupciones
Teniendo en cuenta el tipo de las interrupciones, independientemente de su duración o del número de fases de cada circuito o transformador afectadas, estas se clasifican así:
a) No programadas: Son aquellas interrupciones que obedecen a eventos no programados por el OR y que suceden por situaciones no preestablecidas por él;
b) Programadas: Son aquellas interrupciones que obedecen a eventos programados por el OR a efectos de realizar expansiones, remodelaciones, ampliaciones, mejoras, mantenimientos preventivos y/o mantenimientos correctivos, etc. en sus redes, instalaciones y/o equipos. Estas interrupciones deben ser informadas a los usuarios afectados con una antelación mínima de 48 horas a través de cualquier medio de comunicación masivo que garantice su adecuada información. Cuando los eventos programados afecten cargas industriales, el tiempo de notificación no podrá ser inferior a 72 horas y requerirá una comunicación formal por parte de la empresa;
c) Causadas por terceros: Únicamente se clasifican dentro de este tipo las siguientes causas:
i) Interrupciones por racionamiento de emergencia del sistema eléctrico nacional debidas a insuficiencia en la generación nacional o por otros eventos en generación, siempre y cuando así hayan sido definidas por el CND de acuerdo con la regulación de la CREG. El CND mantendrá disponible para los OR la información relacionada con los eventos citados anteriormente, con el fin de que los OR los excluyan del cálculo de los Índices;
ii) Eventos de activos pertenecientes al STN y al STR;
iii) Interrupciones por seguridad ciudadana solicitadas por organismos de socorro o autoridades competentes;
iv) Cuando falla un activo de nivel de tensión 1 de propiedad de los usuarios y la empresa lo debe reponer, de acuerdo con lo dispuesto en el literal b del numeral 1.4, siempre y cuando el OR haya informado previamente su decisión de excluirlos.
6.2.1.2 Exclusión de interrupciones
Para el cálculo de los indicadores de calidad media y calidad individual no se tendrán en cuenta las siguientes interrupciones:
a) Las menores o iguales a un (1) minuto;
b) Las clasificadas como causadas por terceros en el numeral 6.2.1.1;
c) Las debidas a catástrofes naturales, tales como erosión (volcánica, fluvial o glacial), terremotos, maremotos, huracanes, ciclones y/o tornados;
d) Las debidas a actos de terrorismo;
e) Las debidas a acuerdos de calidad en las zonas especiales;
f) Las que afecten el servicio de alumbrado público en horas en las que no se requiere el servicio;
g) Las suspensiones o cortes del servicio por incumplimiento del contrato de servicios públicos por parte del usuario;
h) Las suspensiones o cortes del servicio por programas de limitación del suministro al comercializador;
i) Las suspensiones del servicio asociadas a trabajos de modernización en subestaciones que sean parte del plan de inversiones de reposición previamente aprobado por la CREG a efectos de determinar la remuneración del OR, de acuerdo con lo establecido en el Capítulo 7, serán excluidas si los cortes programados han sido informados al SUI y a los usuarios afectados. La información a los usuarios deberá brindarse con una anticipación no mayor a ocho días y no menor a 48 horas, mediante publicación en un medio de comunicación masivo disponible en la región o área afectada. Cuando los eventos programados afecten cargas industriales, el tiempo de notificación no podrá ser inferior a 72 horas y requerirá una comunicación formal por parte de la empresa.
La programación anual de las interrupciones asociadas a estos trabajos debe ser reportada al inicio de cada año al SUI en los formatos y condiciones que para el efecto establezca la SSPD.
El reporte debe especificar y/o considerar como mínimo lo siguiente:
i) El cronograma previsto;
ii) Los circuitos, transformadores y usuarios que se afectarán;
iii) Los tiempos previstos de afectación. Las duraciones reales que sobrepasan estos tiempos programados no serán excluidas;
iv) Reportar las fechas inicial y final estimadas de afectación de la subestación. El tiempo total entre estas fechas será un tiempo máximo de referencia;
v) Mínimo ocho días antes de iniciar los trabajos, el OR debe informar la fecha real de inicio, mediante comunicación escrita dirigida a la SSPD;
vi) Máximo tres días después de finalizar los trabajos, el OR debe informar la fecha real de finalización, mediante comunicación escrita dirigida a la SSPD;
vii) El tiempo real total no podrá exceder el tiempo máximo de referencia;
viii) Las interrupciones que durante el tiempo real de la reposición de la subestación afecten los usuarios, transformadores y/o circuitos previamente reportados se excluirán para efectos de calcular todos los indicadores establecidos en esta resolución. La exclusión de estas interrupciones para el cálculo de incentivos y compensaciones requiere además que el inicio y finalización de su ejecución hayan sido informados en el aplicativo del SUI anteriormente mencionado;
ix) En caso de que un OR no reporte a la SSPD las fechas reales de inicio y finalización de los trabajos previamente registrados, en los plazos establecidos anteriormente, se entiende que no realizó los trabajos y por lo tanto no podrá excluir interrupciones por este concepto;
j) Interrupciones originadas en exigencias de traslados y adecuaciones de la infraestructura eléctrica por parte de entidades distritales, municipales, departamentales, organismos estatales competentes en temas de infraestructura y medio ambiente, o demás autoridades, o por proyectos de desarrollo en concordancia con planes de ordenamiento territorial.
Para cada una de las interrupciones excluidas, los OR deberán mantener la documentación y pruebas que sirvan de soporte para la exclusión así como de los avisos realizados para informar al usuario sobre las interrupciones que causarán los trabajos en subestaciones, la cual será verificada con base en lo dispuesto en el numeral 6.2.8.
En el caso de interrupciones debidas a terrorismo o a catástrofes naturales el OR deberá informar al comercializador y este a su vez al usuario, la fecha y hora estimada de recuperación del suministro del servicio de energía eléctrica.
Los soportes de las interrupciones excluidas y los anuncios correspondientes a interrupciones programadas deberán mantenerse disponibles para consulta por un término mínimo de dos (2) años.
6.2.2 Grupos de calidad para la medición
Los grupos de calidad identifican zonas geográficas que comparten características similares en términos del nivel de ruralidad y del riesgo de falla que, debido a la presencia de externalidades, podrían tener los circuitos eléctricos allí ubicados.
El nivel de ruralidad se define mediante el Índice de Ruralidad (IR), establecido por el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo, en su Informe Nacional de Desarrollo Humano (INDH, 2011), el cual tiene en cuenta los planteamientos para la definición de ruralidad de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OECD) y el Banco Mundial. Se adoptan tres niveles de ruralidad: bajo, medio y alto según sea el valor del IR.
El índice de riesgo de falla, IRF, define el riesgo asociado a la posible ocurrencia, severidad y afectación de factores climáticos, atmosféricos, topográficos y fisiográficos, como son el nivel ceráunico, la precipitación, la elevación sobre el nivel del mar, la densidad de descargas a tierra, los días con lluvia y la salinidad. Se adoptan tres niveles de riesgo: bajo, medio y alto, según sea el valor del IRF.
Cada grupo de calidad es identificado mediante el nombre grupo xy, en donde la variable x representa el nivel de riesgo y la variable y representa el nivel de ruralidad, según se indica a continuación:
Tabla número 5 Grupos de calidad
NIVEL DE RURALIDAD
| BAJO | MEDIO | ALTO | |||
| IR=38,951 | 38,951<IR=48,537 | 48,537<IR=100 | |||
| NIVEL DE RIESGO | BAJO | IRF=22 | 11 | 12 | 13 |
| MEDIO | 22<IRF=45 | 21 | 22 | 23 | |
| ALTO | 45<IRF=100 | 31 | 32 | 33 | |
Cada municipio del SIN se clasifica dentro de un grupo de calidad, de acuerdo con el IR y el IRF que le corresponda como se establece en la Tabla número 5.
Todas las interrupciones del servicio se registrarán y reportarán a nivel de usuario. Los usuarios pertenecerán al grupo de calidad al cual pertenece el municipio se encuentren ubicados. El alumbrado público se considerará un usuario que se encuentra ubicado en el municipio en que presta el servicio.
6.2.3 Niveles de calidad media del servicio
Para identificar los niveles de calidad media del servicio se establecerán dos indicadores de calidad media por sistema de OR, independientemente del nivel de tensión o del grupo de calidad, SAIDI y SAIFI. Estos indicadores se utilizarán para identificar tanto las metas de calidad que deben alcanzar los OR en el tiempo, así como los niveles de calidad brindada por los OR en ese mismo tiempo. La comparación de las metas y la calidad media brindada dará lugar a la aplicación del esquema de incentivos descrito en el numeral 6.2.3.4.
6.2.3.1 Indicadores de calidad media
El indicador SAIDI representa la duración total de las interrupciones que en promedio perciben todos los usuarios del SDL de un OR, hayan sido o no afectados por una interrupción, en un período anual. Se establece mediante la siguiente expresión:
Donde:
| Di,u,t | Duración de la interrupción i, sucedida durante el año t del periodo tarifario, que afectó al usuario u conectado al SDL del OR j. |
| UTt: | Número total de usuarios conectados al SDL del OR j en el año t del periodo tarifario. |
El indicador SAIFI representa la cantidad total de las interrupciones que en promedio perciben todos los usuarios del SDL de un OR, hayan sido o no afectados, en un período anual. Se establece mediante la siguiente expresión:
Donde:
| Fi,u,t | Interrupción i, sucedida durante el año t del periodo tarifario, que afectó al usuario u conectado al SDL del OR j. |
| UTt: | Número total de usuarios conectados al SDL del OR j en el año t del periodo tarifario. |
6.2.3.2 Metas de calidad media
Para la aplicación del esquema de incentivos descrito en el numeral 6.2.3.4, la CREG establecerá metas de calidad media para cada OR que serán exigibles durante cada año del período tarifario, denominadas así:
| SAIDImt,j: | Indicador SAIDI meta a alcanzar por el OR j en el año t del periodo tarifario. |
| SAIFImt,j: | Indicador SAIFI meta a alcanzar por el OR j en el año t del periodo tarifario. |
El establecimiento de estas metas será el resultado de un estudio de la CREG que considera, además de las características físicas y eléctricas de los circuitos de cada OR, la ubicación de estos y sus transformadores en los diferentes grupos de calidad descritos en el numeral 6.2.2 y la calidad inicial que estime la CREG con base en los reportes de calidad realizados por el OR al SUI durante el año 2013. Para cada meta se establecerá una banda de indiferencia que tendrá un límite superior y un límite inferior dentro de los cuales se considera que el nivel de calidad es el mismo de la meta.
Las metas anuales serán publicadas para observaciones y comentarios de los OR al momento de entrada en vigencia de esta resolución. Con la solicitud de cargos, los OR podrán presentar a la CREG la modificación de las metas anuales puestas en consulta, adjuntando los análisis y estudios respectivos sustentados en sus planes de inversión. Las metas que finalmente apruebe la CREG serán adoptadas para cada OR en la resolución particular de aprobación de los cargos de distribución.
Si las metas que se aprueben al OR con base en su solicitud de modificación son menos exigentes que las metas propuestas por la CREG, los incentivos positivos anuales a los que tendría derecho el OR según lo establecido en el numeral 6.2.3.4, se disminuirán en la misma proporción en que se modifique la correspondiente meta anual.
6.2.3.3 Calidad media alcanzada
La calidad media alcanzada por cada OR en un determinado año, se estimará a partir de la aplicación de los indicadores SAIDIt y SAIFIt de que trata el numeral 6.2.3.1.
Estos indicadores serán calculados por cada OR a partir de los registros de las interrupciones sucedidas en las redes de los niveles de tensión 1, 2 y 3 de su sistema, durante el respectivo año de evaluación, que estén consignadas en la base de datos de calidad del SUI. El OR deberá elaborar y mantener un documento que soporte los cálculos correspondientes.
6.2.3.4 Esquema de incentivos a la calidad media
El desempeño de cada OR en términos de la calidad media brindada a sus usuarios causará la aplicación de un incentivo expresado como un valor que se adiciona o se resta del ingreso anual a reconocerle. El OR tendrá incentivo tanto por el desempeño alcanzado en términos de duraciones, medido con el indicador SAIDI, como en términos de frecuencia, medido por el indicador SAIFI, ambos indicadores descritos en el numeral 6.2.3.1.
Para establecer el desempeño en la calidad promedio brindada por un OR durante un año determinado se comparará el resultado de cada uno de los indicadores SAIDI y SAIFI, de ese año con respecto a la meta fijada para el mismo año.
Los incentivos debidos al desempeño del OR medidos con el indicador de duración, SAIDI, o con el indicador de frecuencia, SAIFI, se calculan con base en las siguientes expresiones:
6.2.3.4.1 Incentivo por indicador de duración
Donde:
| IC_SAIDIt,j: | Incentivo de calidad por el indicador SAIDI alcanzado por el OR j en el año t-1, aplicable durante el año t del periodo tarifario. |
| If_SAIDIt,j: | Incentivo fijo que obtiene el OR j durante el año t del periodo tarifario, con base en el desempeño alcanzado respecto de la meta del indicador SAIDI para año t-1. |
| Iv_SAIDIt,j: | Incentivo variable que obtiene el OR j durante el año t del periodo tarifario, con base en el desempeño alcanzado respecto de la meta del indicador SAIDI para año t-1. |
Para determinar el valor del incentivo fijo por el indicador SAIDI alcanzado, If_SAIDIt,j, se debe tener en cuenta lo siguiente:
a) Si el SAIDI alcanzado en el año t-1 se encuentra dentro de los límites de la banda de indiferencia de su meta para ese año, el incentivo fijo será igual a cero;
b) Si el SAIDI alcanzado en el año t-1 es menor que el límite inferior de la banda de indiferencia de su meta para ese año, el incentivo fijo se obtiene utilizando la siguiente expresión:
c) Si el SAIDI alcanzado en el año t-1 es mayor que el límite superior de la banda de indiferencia de su meta para ese año, el incentivo fijo se obtiene utilizando la siguiente expresión:
d) En el caso de que las metas anuales de SAIDI hayan sido modificadas por solicitud del OR, si el SAIDI alcanzado en el año t-1 es menor que el límite inferior de la banda de indiferencia de su meta para ese año, el incentivo fijo se obtiene utilizando la siguiente expresión:
Donde:
| VPCt-1,j: | Valor del plan de inversiones aprobado al OR j, para el año t-1, sin considerar la parte destinada a expansiones. Este valor del plan de inversiones se obtiene así: |
Donde:
| n: | Nivel de tensión. |
| IARj,n,t-1: | Variable definida en el numeral 3.1.1.4.2. |
| IACj,n,t-1: | Variable definida en el numeral 3.1.1.4.3 |
| IAPj,n,t-1: | Variable definida en el numeral 3.1.1.4.4 |
| IATECj,n,t-1: | Variable definida en el numeral 3.1.1.4.5 |
Para determinar el valor del incentivo variable, Iv_SAIDIt,j, se debe tener en cuenta lo siguiente:
e) Si el SAIDI alcanzado en el año t-1 se encuentra dentro de los límites de la banda de indiferencia de su meta para ese año, el incentivo variable será igual a cero;
f) Si el SAIDI alcanzado en el año t-1 se encuentra por encima o por debajo de los límites de la banda de indiferencia de su meta para ese año, el incentivo variable se obtiene utilizando la siguiente expresión:
Donde:
| SAIDIt-1,j: | Indicador de duración de las interrupciones alcanzado por el OR j en el año t-1. |
| SAIDImt-1,j: | Meta de duración de las interrupciones para el OR j, para el año t-1. |
| Iv_SAIDI maxt-1,j: | Valor máximo que puede tomar el incentivo variable con respecto al indicador SAIDI, estimado con base en el plan de inversiones aprobado al OR j para el año t-1. |
Para determinar el valor máximo que puede tomar el incentivo variable, Iv_SAIDI maxi,t-1,j, debe tenerse en cuenta lo siguiente:
g) Si el SAIDI alcanzado en el año t-1 se encuentra por debajo del límite inferior de la banda de indiferencia de su meta para ese año, el valor máximo del incentivo variable se obtiene utilizando la siguiente expresión:
h) Si el SAIDI alcanzado en el año t-1 se encuentra por encima del límite superior de la banda de indiferencia de su meta para ese año, el incentivo variable se obtiene utilizando la siguiente expresión:
i) En el caso de que las metas de duración anuales hayan sido modificadas por la solicitud del OR, si el SAIDI alcanzado en el año t-1 es menor que el límite inferior de la banda de indiferencia de su meta para ese año, el valor máximo del incentivo variable se obtiene utilizando la siguiente expresión:
6.2.3.4.2 Incentivo por indicador de frecuencia
Donde:
| IC_SAIFIt,j: | Incentivo de calidad por el indicador SAIFI alcanzado por el OR j en el año t-1, aplicable durante el año t del periodo tarifario. |
| If_SAIFIt,j: | Incentivo fijo que obtiene el OR j durante el año t del periodo tarifario, con base en el desempeño alcanzado respecto de la meta del indicador SAIFI para año t-1. |
| Iv_SAIFIt,j: | Incentivo variable que obtiene el OR j durante el año t del periodo tarifario, con base en el desempeño alcanzado respecto de la meta del indicador SAIFI para año t-1. |
Para determinar el valor del incentivo fijo por el indicador SAIFI alcanzado, If_SAIFIt,j, se debe tener en cuenta lo siguiente:
a) Si el SAIFI alcanzado en el año t-1 se encuentra dentro de los límites de la banda de indiferencia de su meta para ese año, el incentivo fijo será igual a cero;
b) Si el SAIFI alcanzado en el año t-1 es menor que el límite inferior de la banda de indiferencia de su meta para ese año, el incentivo fijo se obtiene utilizando la siguiente expresión:
c) Si el SAIFI alcanzado en el año t-1 es mayor que el límite superior de la banda de indiferencia de su meta para ese año, el incentivo fijo se obtiene utilizando la siguiente expresión:
d) En el caso de que las metas anuales de SAIFI hayan sido modificadas por solicitud del OR, si el SAIFI alcanzado en el año t-1 es menor que el límite inferior de la banda de indiferencia de su meta para ese año, el incentivo fijo se obtiene utilizando la siguiente expresión:
Donde:
| VPCt-1,j: | Valor del plan de inversiones aprobado al OR j, para el año t-1, sin considerar la parte destinada a expansiones. Este valor del plan de inversiones se obtiene así: |
Donde:
| n: | Nivel de tensión. |
| IARj,n,t-1: | Variable definida en el numeral 3.1.1.4.2. |
| IACj,n,t-1: | Variable definida en el numeral 3.1.1.4.3 |
| IAPj,n,t-1: | Variable definida en el numeral 3.1.1.4.4 |
| IATECj,n,t-1: | Variable definida en el numeral 3.1.1.4.5 |
Para determinar el valor del incentivo variable, Iv_SAIFIt,j, se debe tener en cuenta lo siguiente:
e) Si el SAIFI alcanzado en el año t-1 se encuentra dentro de los límites de la banda de indiferencia de su meta para ese año, el incentivo variable será igual a cero;
f) Si el SAIFI alcanzado en el año t-1 se encuentra por encima o por debajo de los límites de la banda de indiferencia de su meta para ese año, el incentivo variable se obtiene utilizando la siguiente expresión:
Donde:
| SAIFIt-1,j: | Indicador de frecuencia de las interrupciones alcanzado por el OR j en el año t-1. |
| SAIFImt-1,j: | Meta de frecuencia de las interrupciones para el OR j, para el año t-1. |
| Iv_SAIFI maxt-1,j: | Valor máximo que puede tomar el incentivo variable con respecto al indicador SAIFI, estimado con base en el plan de inversiones aprobado al OR j para el año t-1. |
Para determinar el valor máximo que puede tomar el incentivo variable, Iv_SAIFI maxi,t-1,j, debe tenerse en cuenta lo siguiente:
g) Si el SAIFI alcanzado en el año t-1 se encuentra por debajo del límite inferior de la banda de indiferencia de su meta para ese año, el valor máximo del incentivo variable se obtiene utilizando la siguiente expresión:
h) Si el SAIFI alcanzado en el año t-1 se encuentra por encima del límite superior de la banda de indiferencia de su meta para ese año, el incentivo variable se obtiene utilizando la siguiente expresión:
i) En el caso de que las metas de frecuencia anuales hayan sido modificadas por la solicitud del OR, si el SAIFI alcanzado en el año t-1 es menor que el límite inferior de la banda de indiferencia de su meta para ese año, el valor máximo del incentivo variable se obtiene utilizando la siguiente expresión:
6.2.4 Niveles de calidad individual
Los niveles de calidad individual del servicio en los SDL se identificarán a través de los indicadores DIU y FIU que se describen más adelante. Estos indicadores se utilizarán para identificar los niveles mínimos de calidad que deben garantizar los OR, así como los niveles individuales de calidad brindada mensualmente por los OR. La comparación entre los mínimos garantizados y la calidad individual brindada dará lugar a la aplicación del esquema de compensaciones descrito en el numeral 6.2.4.4.
6.2.4.1 Indicadores de calidad individual
Los indicadores de calidad individual se establecerán a nivel de usuario.
El indicador DIU representa la duración total de las interrupciones que percibe cada usuario del SDL de un OR en un período mensual. Se establece mediante la siguiente expresión:
Donde:
| DIUu,m: | Duración total en horas de las interrupciones percibidas por el usuario u durante el mes m |
| Di,u,q,m: | Duración en horas de la interrupción i que afectó al usuario u que pertenece al grupo de calidad q durante el mes m |
El indicador FIU representa la cantidad total de interrupciones que percibe cada usuario del SDL de un OR en un período mensual. Se establece mediante la siguiente expresión:
Donde:
| FIUu,m: | Número total de interrupciones percibidas por el usuario u durante el mes m |
| Fi,u,q,,m: | Interrupción i que afectó al usuario u que pertenece al grupo de calidad q, durante el mes m |
6.2.4.2 Calidad mínima garantizada
Para la aplicación del esquema de compensaciones descrito en el numeral 6.2.4.4, la CREG establecerá niveles mínimos de calidad que deberán garantizarse a todos los usuarios de las redes del SDL. Estos niveles mínimos serán establecidos por la CREG por grupo de calidad para un período de un año.
Al inicio de cada año del período tarifario, cada OR deberá informar a la CREG la forma en que distribuirá el valor del indicador de calidad mínima garantizada en los diferentes meses del año. De manera que los indicadores de calidad mínima garantizada se expresarán así:
| DIUGm,j,q: | Duración máxima de interrupciones garantizada en el mes m a los usuarios del OR j del grupo de calidad q. |
| FIUGm,j,q: | Número máximo de interrupciones garantizado en el mes m a los usuarios del OR j del grupo de calidad q. |
El establecimiento de estos mínimos garantizados será el resultado de un estudio de la CREG que considera, además de las características físicas y eléctricas de los circuitos del sistema SDL, la ubicación de estos y sus transformadores en los diferentes grupos de calidad descritos en el numeral 6.2.2.
6.2.4.3 Calidad individual alcanzada
Para la aplicación del esquema de compensaciones descrito en el numeral 6.2.4.4, los indicadores mensuales de calidad individual mínima garantizada, DIUG y FIUG establecidos por cada OR, serán comparados contra los indicadores de calidad individual alcanzada por el OR a cada uno de sus usuarios en el correspondiente mes. La calidad individual alcanzada se medirá para cada usuario con los indicadores DIUu,m y FIUu,m establecidos en el numeral 6.2.4.1.
Estos indicadores serán calculados por cada OR a partir de los registros de las interrupciones consignadas en la base de datos de calidad del SUI ocurridas en su SDL durante el mes de evaluación. El OR deberá elaborar y mantener un documento que soporte los cálculos correspondientes.
En cada factura de los usuarios se debe indicar el nivel de calidad mínimo garantizado al cual tiene derecho el usuario en cada uno de los meses facturados y la calidad individual alcanzada por el OR en los mismos meses.
6.2.4.4 Esquema de compensaciones
El OR deberá informar a la SSPD y a CREG, a más tardar el 15 de enero de cada año, los estándares mínimos de calidad que aplicará a sus usuarios durante cada uno de los meses que componen ese año.
El informe deberá contener la repartición de las horas y el número máximo de interrupciones anuales por grupo de calidad, con base en los mínimos garantizados establecidos en el numeral 6.2.4.2. Si el OR no cumple esta disposición dentro del plazo establecido, las horas y el número de interrupciones del año se repartirán en partes iguales.
Cuando un usuario reciba un número de horas o un número de interrupciones superior al máximo establecido para un determinado mes, el OR deberá compensarlo utilizando la siguiente expresión:
Donde:
| VCDf: | Valor a compensar al usuario en la factura f por incumplimiento de la duración máxima de interrupciones. |
| VCFf: | Valor a compensar al usuario en la factura f por incumplimiento del número máximo de interrupciones garantizado. |
| Dtn,j,m,t: | Cargo de distribución del nivel de tensión n del OR j para el mes m del año t. |
| CPM: | Consumo promedio mensual en kWh facturado al usuario en la factura f. |
| MI: | Número de meses de los que se están facturando en los que se incumplió el estándar. |
| DIUu,m: | Variable establecida en el numeral 6.2.4.1 |
| FIUu,m: | Variable establecida en el numeral 6.2.4.1 |
| DIUGm,j,q: | Variable establecida en el numeral 6.2.4.2 |
| FIUGm,j,q: | Variable establecida en el numeral 6.2.4.2 |
El consumo promedio mensual del usuario, CMP, se calcula utilizando la siguiente expresión:
Donde:
| CFf: | Consumo facturado al usuario en la factura f en kWh. |
| df: | Número de días facturados al usuario en la factura f. |
En ningún caso, el valor mensual a compensar a cada usuario, VCf, podrá ser superior al costo del servicio de distribución facturado al usuario en el respectivo mes.
Si un usuario sujeto de compensación se encuentra en mora en el mes de aplicación de la compensación, esta se le deberá reflejar como una disminución del valor en mora a pagar.
6.2.5 Contratos de calidad extra
El usuario que lo requiera podrá solicitar al OR la realización de un contrato de calidad extra, mediante el cual las partes acordarán los valores máximos de duración y frecuencia de las interrupciones que el OR se comprometerá a brindarle en forma adicional a los mínimos garantizados establecidos por la regulación, la forma en que el usuario pagará por esta calidad adicional y las compensaciones que se generarán por el incumplimiento.
La negociación de estos contratos considerará la posibilidad de realizar un acuerdo de mayor pago por el servicio de distribución a cambio de garantizar las mejores condiciones de continuidad acordadas.
Los acuerdos objeto de estos contratos deben tener en cuenta que en todo caso el OR deberá cumplirle al usuario los estándares mínimos garantizados de que trata el numeral 6.2.4.2 y las compensaciones que de estos se derivan, por lo que el acuerdo que se haga en el contrato de calidad extra será por la diferencia entre los niveles mínimos garantizados y los nuevos valores que se acuerden entre el OR y el usuario.
Para el efecto, dentro de un término máximo de seis meses, contados a partir de la entrada en vigencia de esta resolución, cada OR deberá adoptar un procedimiento para la solicitud y acuerdo final de este tipo de contratos, el cual deberá ser informado a cada uno de los clientes y publicados en su página de internet en forma visible y de fácil acceso para todos los usuarios. Copia de las solicitudes y el resultado de las negociaciones deben ser enviados a la CREG y a la SSPD.
6.2.6 Requisitos del esquema de incentivos y compensaciones
Los OR tienen la obligación de cumplir en forma permanente los requisitos que se indican a continuación:
a) Vinculación de usuarios a transformadores y circuitos. El OR deberá contar con un procedimiento que garantice la actualización permanente de la información de georreferenciación de la red y de la vinculación de usuarios a los circuitos y transformadores, que haga parte de su certificación de gestión de la calidad;
b) Sistema de medición y procedimientos de registro y reporte del OR certificados;
c) Sistema de gestión de la distribución, DMS;
d) Telemedición y control automático en elementos de corte y maniobra instalados en la cabecera de circuito;
e) Telemedición y control automático en elementos de corte y maniobra instalados en un punto de cada circuito adicional al indicado en el literal d anterior, como se indica en el numeral 6.2.7.1. Este requisito se entenderá cumplido cuando la cantidad de circuitos con el equipo mencionado sea mayor o igual al 90% del número total de circuitos de los niveles de tensión 2 y 3 del SDL del respectivo OR. Los OR tendrán un plazo máximo de un año para el cumplimiento de este requisito, contado a partir de la entrada en vigencia de esta resolución.
El OR deberá garantizar que en todo momento los requisitos d y e se mantengan operativos por lo menos en el 90% de los circuitos.
La verificación de estos requisitos deberá ser contratada por el OR y realizada por firmas seleccionadas del listado definido por el CNO en cumplimiento de lo establecido en la Resolución CREG 025 de 2013 o la que la modifique o sustituya. Como resultado de esta verificación el OR deberá enviar dentro de los plazos previstos en esa resolución, copia a la CREG y a la SSPD del informe de la firma seleccionada en el que se certifique, en forma clara y sin ambigüedades, el cumplimiento de los mencionados requisitos.
6.2.6.1 Condiciones para el cumplimiento de requisitos
El cumplimiento de los anteriores requisitos estará sujeto a las siguientes condiciones de verificación y de aplicación del esquema de incentivos, sin perjuicio de las acciones que adelante la SSPD para los OR que han incumplido la aplicación del esquema de calidad establecido en la Resolución CREG 097 de 2008.
a) Los OR que a la fecha de aprobación de su ingreso no estén aplicando el esquema de calidad establecido en la Resolución CREG 097 de 2008, tendrán la obligación de realizar durante el primer año del periodo tarifario las inversiones necesarias para dar cumplimiento a los requisitos c, d y e del numeral 6.2.6. Sin perjuicio de lo anterior, desde el primer mes del primer año del periodo tarifario el OR estará sujeto a la aplicación del esquema de compensaciones descrito en el numeral 6.2.4.4 y, a partir del primer mes del segundo año, y durante todo ese año, se le aplicará un incentivo negativo máximo que se calculará de acuerdo con lo que se establece en el numeral 6.2.3.4. siempre y cuando no haya cumplido los requisitos c, d y e.
Para estos OR, la aplicación por primera vez de la medición, registro y reporte del esquema de incentivos descrito en el numeral 6.2.3.4 se dará a partir del primer mes del segundo año del periodo tarifario, por lo tanto el certificado de cumplimiento de los requisitos a, b, c, d y e del numeral 6.2.6 deberá entregarse a la CREG quince (15) días antes del inicio del primer mes de ese año. A partir del primer mes del tercer año recibirá el incentivo calculado del acuerdo con lo que se establece en el numeral 6.2.3.4;
b) Los OR que a la fecha de aprobación de su ingreso no estén aplicando el esquema de calidad establecido en la Resolución CREG 097 de 2008, pero que hayan realizado las inversiones entre la fecha de corte utilizada para el cálculo de sus ingresos y la fecha de aprobación mencionada, podrán incluir para su remuneración durante el primer año del periodo tarifario los activos requeridos para cumplir los requisitos c y d del numeral 6.2.6. Sin embargo, estos OR tendrán la obligación de realizar durante este mismo año del periodo tarifario las inversiones necesarias para dar cumplimiento al requisito e del mismo numeral.
Para estos OR, la aplicación del esquema de incentivos descrito en el numeral 6.2.3.4 se dará a partir del primer mes del primer año del periodo tarifario, siempre y cuando el certificado de cumplimiento de los requisitos a, b, c, y d del numeral 6.2.6 sea entregado a la CREG quince (15) días antes del inicio del primer mes de ese año. En caso contrario, le aplicarán las condiciones establecidas en el numeral a anterior.
Sin perjuicio de esta disposición, el OR estará sujeto a la aplicación del esquema de compensaciones, descrito en el numeral 6.2.4.4, desde el primer mes del primer año del periodo tarifario;
c) Los OR que a la fecha de aprobación de su ingreso estén aplicando el esquema de calidad establecido en la Resolución CREG 097 de 2008, tendrán la obligación de realizar durante el primer año del periodo tarifario las inversiones necesarias para dar cumplimiento al requisito e del numeral 6.2.6. Para estos OR, la aplicación del esquema de incentivos descrito en el numeral 6.2.3.4 y el esquema de compensaciones descrito en el numeral 6.2.4.4 se dará a partir del primer mes del primer año del periodo tarifario;
d) Los OR que al inicio del segundo año del periodo tarifario no tengan certificado el cumplimiento de todos los requisitos indicados en este numeral, esto es los requisitos a, b, c, d y e del numeral 6.2.6 en los casos i y ii anteriores, y el requisito e, en el caso iii, serán objeto de un incentivo mensual equivalente al máximo incentivo negativo del que trata el numeral 6.2.3.4, considerando un valor total del plan de inversión del OR igual al máximo establecido en el numeral 7.4. Este incentivo negativo se mantendrá cada mes hasta tanto el OR certifique el cumplimiento de todos los requisitos mencionados en este numeral.
6.2.6.2 Remuneración de inversiones para cumplimiento de requisitos
La remuneración de las inversiones necesarias para cumplir los requisitos c, d y e, del numeral 6.2.6, siempre y cuando los activos necesarios no se encuentren dentro del inventario de activos utilizado para la definición de la base regulatoria de activos de un OR al inicio del periodo tarifario, del cual trata el numeral 3.1, se entenderá incluida: i) en los planes de inversión que para el primer año presente el OR según lo establecido en el literal a, del numeral 7.2 o, ii) en caso de que el OR escoja la opción de presentar su plan de inversiones a partir del segundo año, en el mínimo reconocimiento de inversiones que le aplicará la CREG para ese primer año según numeral 3.1.1.5.
6.2.7 Información básica para la aplicación del esquema de incentivos
La información básica para la aplicación del esquema de incentivos y la estimación de los indicadores, incentivos y compensaciones debe ser medida, registrada y reportada de acuerdo con lo que se establece en este numeral.
6.2.7.1 Medición de las interrupciones
Los OR deberán disponer, como mínimo, de dos equipos de corte y maniobra en las redes de los niveles de tensión 2 y 3, que puedan ser medidos y controlados de manera remota. El primero de los equipos mencionados deberá estar instalado en la cabecera de cada circuito mientras que el segundo deberá instalarse en el punto del circuito que el OR determine.
Para los equipos instalados en la cabecera de los circuitos se deberá capturar y reportar tanto las medidas de corriente y tensión como los eventos de aperturas o cierres durante su operación con la respectiva estampa de tiempo en una resolución de un (1) milisegundo. En el caso de los equipos de corte instalados en los circuitos se deberá capturar y reportar solo los eventos de aperturas o cierres durante su operación con la respectiva estampa de tiempo en una resolución de un (1) milisegundo.
El OR debe garantizar que los equipos se mantengan funcionado el 90% del tiempo y que las estampas de tiempo de los eventos estén sincronizadas con la hora oficial colombiana, a través de los protocolos utilizados para su supervisión.
Adicionalmente, el OR deberá realizar un programa piloto para la instalación de equipos que midan y reporten de manera remota la energía y la duración y frecuencia de las interrupciones recibidas de manera individual por al menos el 10% de los usuarios que se conectan a sus redes. Esta obligación deberá cumplirse durante el periodo tarifario y las inversiones requeridas deberán incluirse en el plan de inversiones del OR.
6.2.7.2 Registro de la información de las interrupciones
El Sistema de Gestión de la Distribución (DMS), deberá contar con la capacidad de registro de las interrupciones del servicio sucedidas en las redes del OR; las cuales deberán estar almacenadas en una sola base de datos, de tal forma que puedan ser utilizadas para los procesos de consulta y reporte. El DMS deberá estar compuesto por un sistema SCADA, un sistema de información histórica, HIS; un sistema de información geográfico, GIS; un sistema de gestión de interrupciones del servicio, OMS; un sistema de información de usuarios, CIS y un servicio de atención de reclamos vía telefónica, IVR. Todos estos sistemas deben contar con una plataforma integrada de operación con interfaces que les permitan comunicarse entre ellos.
La información de interrupciones que no sea capturada a través de los equipos de corte y maniobra mencionados en el numeral 6.2.7.1 y la información de interrupciones en transformadores y redes de nivel de tensión 1 deberá ser registrada en el OMS con base en los reportes de interrupciones hechos por los usuarios a través de la interfaz con el IVR.
A efectos de garantizar la confiabilidad de la medición y de la información resultante, el OR deberá obtener y/o mantener vigente una certificación de gestión de calidad de su proceso de distribución.
El registro de las interrupciones medidas debe responder a un procedimiento el cual garantice que, de manera veraz y verificable, el OR mantenga un seguimiento cronológico de todas las interrupciones que suceden a nivel de circuito, a nivel de transformador y a nivel de la red de nivel de tensión 1.
Los procedimientos de registro deben ser diseñados por cada OR y ser parte del certificado de gestión de calidad mencionado. Esta certificación debe permanecer vigente y su incumplimiento se considerará un incumplimiento en la prestación continua del servicio en el SDL.
Toda la información registrada en el HIS de cada OR deberá mantenerse salvaguardada y estar disponible en línea para consulta por un término mínimo de dos (2) años, para efectos de verificación, vigilancia, control y regulación, entre otros. Posteriormente a este período, la información deberá ser almacenada en un sistema de archivamiento externo de largo plazo.
La información a registrar para cada interrupción del servicio será la siguiente:
a) Código de evento;
b) Estampa de tiempo en una resolución de un (1) milisegundo del evento;
c) Código de circuitos de niveles de tensión 2 y 3 y transformadores y/o red de nivel de tensión 1 afectados;
d) Código NIU de los usuarios afectados;
e) Causa de la interrupción de acuerdo con la Tabla número 7 de este Capítulo;
f) Clasificación de la interrupción de acuerdo con lo establecido en el numeral 6.2.1.1;
g) Carga total interrumpida o energía no suministrada en kWh por cada evento.
6.2.7.3 Reporte de la información de las interrupciones al LAC
Con el fin de salvaguardar la información original de las interrupciones del servicio y realizar análisis estadísticos del comportamiento de la calidad, los OR deberán realizar reportes al LAC con base en lo que se establece a continuación.
6.2.7.3.1 Procedimiento de reporte al LAC
A efectos de reportar al LAC la información de interrupciones los OR podrán optar por alguna de las siguientes opciones:
a) En la medida en que exista un acuerdo bilateral que permita técnicamente la opción, el OR dará permiso al LAC para que este tenga acceso directo a sus bases de datos;
b) A través de un aplicativo web service XML automático dispuesto por LAC, en cumplimiento de los detalles técnicos definidos por este.
Independientemente de la opción de reporte utilizada por el OR, este es el responsable de garantizar la entrega de la totalidad de la información requerida y su veracidad, así como de garantizar la originalidad de los eventos de interrupciones sucedidos en su red.
Es responsabilidad del LAC definir las características que deben cumplir los reportes y archivos del OR para garantizar la calidad y adecuada utilización de los reportes recibidos.
6.2.7.3.2 Reporte diario al LAC
Con el fin de evitar posibles congestiones en los canales de comunicación y para garantizar la oportunidad de los reportes diarios, el LAC deberá definir una hora de reporte a cada OR, entre las 9:00 horas y las 12:00 horas del día siguiente a la operación, la cual deberá rotarse mensualmente entre todos los OR a fin de procurar la posibilidad de reporte en los diferentes horarios posibles.
Dentro del rango horario establecido por el LAC al OR, este último debe reportar diariamente cada una de los eventos sucedidos en su red durante las 24 horas del día de la operación, informando para cada uno de ellos:
a) Código de evento;
b) Hora inicial (hh:mm:ss);
c) Hora final (hh:mm:ss);
d) Código de transformadores y/o circuitos afectados;
e) Número de usuarios afectados.
Para los usuarios, transformadores y/o circuitos no afectados por interrupciones deberá reportar un único evento con hora inicial y final igual a cero.
Este reporte deberá ser conservado por el LAC por un periodo mínimo de dos (2) años, para someterlo a verificación de la información o para revisión y consulta de la SSPD, si esta así lo requiere.
Es responsabilidad del OR utilizar para todos sus reportes el mismo código de usuario, transformador o circuito asignado para la vinculación reportada al SUI.
Dentro de los diez (10) días siguientes a la finalización del mes el OR deberá informar al LAC los cambios que haya hecho con respecto al reporte diario, tales como agregación de eventos, agregación de usuarios, transformadores y/o circuitos afectados, eliminación de eventos o modificación de las duraciones, etc., entregando las justificaciones en que basó estos cambios.
Este informe se realizará en los formatos y condiciones que determine el LAC para tal fin.
El reporte deberá ser conservado por el LAC por un período mínimo de dos años para someterlo a la verificación de la información o para revisión y consulta de la SSPD, si esta así lo requiere.
6.2.7.3.3 Reporte mensual al LAC
Sobre cada uno de los eventos que no hayan sido eliminados del reporte de eventos diarios después del proceso de validación de que trata el numeral 6.2.7.3.2, el OR deberá reportar mensualmente al LAC lo siguiente:
a) La clasificación de que trata el numeral 6.2.1.1;
b) La descripción de la causa según Tabla 7, de cada uno de los eventos que no hayan sido eliminados del reporte diario después del proceso de validación de que trata el numeral 6.2.7.3.3;
c) Número total de usuarios conectados a la red del OR el último día del mes.
Este reporte será presentado dentro de los cinco (5) días siguientes al reporte al SUI de la información de calidad del último mes.
6.2.7.4 Reporte de la información de las interrupciones al SUI
La información de interrupciones sucedidas en los SDL y los indicadores de calidad, así como los incentivos y compensaciones resultantes de la aplicación del esquema establecido en este Capítulo, deberán ser reportados por los OR al SUI como se define a continuación.
6.2.7.4.1 Información a reportar
Los reportes de información de calidad de cada OR al SUI, en los formatos y condiciones que para el efecto se determinen, serán mensuales y corresponderán como mínimo a la información de interrupciones sucedidas en los circuitos de nivel de tensión 2 y 3, en los transformadores de los niveles de tensión 1, 2 y 3 y las percibidas por los usuarios por eventos en las redes de nivel de tensión 1. Con respecto a los eventos en las redes de nivel de tensión 1 deben considerarse los sucedidos en cada una de las fases.
Los reportes de interrupciones en circuitos, transformadores y las percibidas por los usuarios por eventos en las redes de baja tensión se harán en las bases de datos independientes que para tal fin se establezcan en el SUI y estos reportes no serán acumulativos entre ellos.
Los tres reportes deben contener como mínimo la siguiente información:
a) Código de cada circuito, transformador o NIU, según corresponda;
b) Nombre y código de la subestación que alimenta cada circuito;
c) Número de usuarios que durante el mes estuvieron conectados en cada transformador;
d) Voltaje nominal de cada circuito y relación de transformación de cada transformador;
e) Grupo de calidad al que pertenece cada transformador y cada usuario;
f) Longitud de cada circuito;
g) Georreferenciación de cada transformador;
h) Municipio en el que está ubicado cada usuario;
i) Demás información solicitada por el SUI.
Todas las interrupciones iguales o menores a un (1) minuto no se deberán incluir en los cálculos de los indicadores, pero debe mantenerse su registro de manera independiente.
6.2.7.4.2 Estimación y reporte de indicadores, incentivos y compensaciones al SUI
Con base en la información mensual agregada anualmente, el OR estimará los indicadores anuales de calidad media y demás componentes necesarios para la determinación de los incentivos.
El día quince (15) del mes siguiente al de medición deberá reportar al SUI el SAIDI y SAIFI correspondiente a las interrupciones sucedidas desde el inicio del año del periodo tarifario hasta el mes de reporte. El día quince (15) del mes siguiente al de finalización del año de evaluación, el OR reportará al SUI el SAIDI y el SAIFI anual definitivo para el cálculo de los incentivos anuales.
Con base en la información mensual de calidad reportada al SUI, el OR estimará los indicadores mensuales de calidad individual y demás componentes necesarios para la determinación de las compensaciones.
El día quince (15) del mes siguiente al de medición el OR reportará al SUI el DIU y FIU y demás índices y componentes necesarios para el cálculo de las compensaciones mensuales.
También mensual o anualmente, según corresponda, elaborará un documento que soporte estos cálculos los cuales deberán ser conservados por el OR por un término mínimo de dos (2) años para efectos de la aplicación de las verificaciones a la información o para revisión y consulta de la SSPD, si esta así lo requiere.
Para el cálculo de los indicadores de calidad media e individual el OR deberá sumar la información de interrupciones de circuitos de transformadores y las percibidas por los usuarios por eventos en las redes de nivel de tensión 1 reportadas en las bases de datos del SUI.
6.2.8 Verificaciones a la Información
Adicional a las verificaciones de cumplimiento de los requisitos establecidos en el numeral 6.2.6, el OR debe contratar una verificación a la información registrada y reportada sobre las interrupciones del servicio, así como a la aplicación del esquema de incentivos y compensaciones, en los términos establecidos en la Resolución CREG 025 de 2013 o la que la modifique o sustituya.
Los resultados de estas verificaciones deberán ser entregados a la CREG y la SSPD con el propósito de que esta última, en ejercicio de sus funciones, establezca si el respectivo OR ha incurrido en conductas sancionables por violaciones a la ley y a los actos administrativos a los que está sujeto, todo sin perjuicio de la responsabilidad penal que pueda deducirse de estas conductas.
6.2.9 Responsabilidades de información sobre la calidad en los SDL
6.2.9.1 Responsabilidades de los OR
Los OR tienen las siguientes responsabilidades y obligaciones con respecto al esquema de calidad del servicio en el SDL:
a) Asignar los códigos de circuitos y transformadores y usuarios de su red;
b) Suministrar al comercializador los códigos de vinculación de usuarios a circuitos y transformadores;
c) Mantener actualizada la vinculación de usuarios y transformadores para garantizar la aplicación adecuada del esquema de incentivos y compensaciones;
d) Garantizar que cada usuario pueda comunicarse de manera gratuita con el sistema de atención telefónica IVR a través de cualquier línea telefónica móvil o fija disponible en el país;
e) Reportar la información de interrupciones al SUI y al LAC de acuerdo con los requerimientos y plazos establecidos en esta resolución o aquellas que las modifiquen o sustituyan;
f) Mantener permanentemente actualizada y reportada al SUI la base de datos georreferenciada de su red, e informar mensualmente al comercializador sobre los cambios en la vinculación que se hayan producido;
g) Informar oportunamente al comercializador los indicadores DIU y FIU por usuario para que este pueda aplicar las compensaciones correspondientes;
h) Mantener por un término mínimo de dos años, para efectos de la aplicación de las verificaciones a la información o para revisión y consulta de la SSPD si esta así lo requiere, el soporte de cada una de las clasificaciones de eventos por exclusión o eliminación realizadas con respecto a sus reportes trimestrales al SUI y al LAC.
6.2.9.2 Responsabilidades de los comercializadores
Son responsabilidades y obligaciones del comercializador:
a) En la facturación mensual de los usuarios, calcular y aplicar los valores a compensar que se deriven de la aplicación de esquema de calidad del servicio;
b) En cada factura que emita el comercializador a sus usuarios deberá presentar la siguiente información, con base en la información contenida en el SUI:
i) Código del transformador al cual se encuentra conectado el Usuario;
ii) Grupo de calidad al cual pertenece el usuario;
iii) Indicadores DIU y FUI mínimos garantizados utilizados en la facturación del mes o meses correspondientes;
iv) Indicadores DIU y FUI mínimos alcanzados utilizados en la facturación del mes o meses correspondientes;
v) Valor a compensar cuando es sujeto de ello;
vi) Nombre y dirección del OR del sistema al que se conecta el usuario y el número telefónico para comunicarse al servicio de atención telefónica las interrupciones del servicio.
6.2.9.3 Responsabilidades del LAC
Son responsabilidades del LAC las siguientes:
a) Conservar la información original reportada diariamente por los OR al LAC por un término mínimo de dos años para someterlos a la verificación de la información o para revisión y consulta de la SSPD;
b) Conservar el informe de cambios reportado mensualmente por los OR al LAC por un término mínimo de dos años para someterlos a la verificación de la información o para revisión y consulta de la SSPD;
c) Dentro de los quince (15) siguientes al recibo del informe anterior, el LAC deberá generar un reporte mensual de eventos con base en la información original diaria y los cambios mensuales reportados por el OR, a partir del cual debe estimar diferentes indicadores de calidad del servicio a nivel promedio del país, por OR y por grupo de calidad. Como mínimo se deberá incluir los indicadores SAIDI, SAIFI, CAIDI, CAIFI, MAIFI, TIEPI, NIEPI, así como estadísticas descriptivas de la calidad del servicio con respecto a las causas y clasificaciones de las interrupciones.
Este reporte deberá utilizar la información correspondiente a las interrupciones sucedidas en el mes inmediatamente anterior y agregadas desde el inicio del año del periodo tarifario hasta el mes de reporte y estar disponible para consulta pública en la página web del LAC.
6.2.10 Calidad en empresas o en redes que se interconecten al SIN
Las empresas distribuidoras que se vinculen al SIN provenientes de las zonas no interconectadas, ZNI, deberán reportar la información de interrupciones sucedidas en su sistema al SUI, en los formatos y condiciones existentes, a partir de la entrada en vigencia de la resolución que apruebe su ingreso.
La empresa contará con un plazo máximo de dieciocho (18) meses, contados a partir de la fecha del establecimiento de los cargos de distribución del SIN para certificar el cumplimiento de los requisitos establecidos en el numeral 6.2.6. A partir de ese momento el OR deberá dar inicio a la aplicación del esquema de incentivos y compensaciones establecido en este Capítulo.
Las metas de calidad media que deberán alcanzar estos OR, para cada año restante del periodo tarifario, serán establecidas por la CREG y por tanto el OR deberá solicitarlas mediante comunicación escrita, con una antelación mínima de dos meses al envío de la certificación de cumplimiento de requisitos. Las metas serán establecidas con los mismos criterios definidos en el numeral 6.2.3.2.
Cuando se interconecten al SIN de un OR existente nuevas redes con el propósito de ampliación de cobertura, la información de interrupciones deberá ser reportada en el SUI y en el LAC pero no será considerada para el establecimiento de los indicadores de calidad media y calidad individual del OR ni para la estimación de los incentivos y compensaciones hasta que hayan transcurrido doce (12) meses después de su interconexión.
Tabla número 6 Listado de municipios con índices de riesgo y ruralidad
| CÓDIGO DANE | DEPTO. | MUNICIPIO | IR | IRF |
| 91263 | AMAZONAS | EL ENCANTO | 89,10 | 21,69 |
| 91405 | AMAZONAS | LA CHORRERA | 92,06 | 23,64 |
| 91407 | AMAZONAS | LA PEDRERA | 90,12 | 22,41 |
| 91430 | AMAZONAS | LA VICTORIA | 85,03 | 23,09 |
| 91001 | AMAZONAS | LETICIA | 69,68 | 19,31 |
| 91460 | AMAZONAS | MIRITÍ-PARANÁ | 100,00 | 23,15 |
| 91530 | AMAZONAS | PUERTO ALEGRÍA | 95,77 | 24,21 |
| 91536 | AMAZONAS | PUERTO ARICA | 100,00 | 21,96 |
| 91540 | AMAZONAS | PUERTO NARIÑO | 71,73 | 18,44 |
| 91669 | AMAZONAS | PUERTO SANTANDER | 96,08 | 31,10 |
| 91798 | AMAZONAS | TARAPACA | 71,73 | 18,56 |
| 5002 | ANTIOQUIA | ABEJORRAL | 44,82 | 24,08 |
| 5004 | ANTIOQUIA | ABRIAQUÍ | 57,98 | 24,02 |
| 5021 | ANTIOQUIA | ALEJANDRÍA | 48,40 | 50,49 |
| 5030 | ANTIOQUIA | AMAGÁ | 27,59 | 57,64 |
| 5031 | ANTIOQUIA | AMALFI | 54,10 | 38,89 |
| 5034 | ANTIOQUIA | ANDES | 38,29 | 46,86 |
| 5036 | ANTIOQUIA | ANGELÓPOLIS | 37,24 | 55,54 |
| 5038 | ANTIOQUIA | ANGOSTURA | 47,10 | 36,81 |
| 5040 | ANTIOQUIA | ANORÍ | 58,00 | 51,42 |
| 5044 | ANTIOQUIA | ANZÁ | 47,71 | 33,75 |
| 5045 | ANTIOQUIA | APARTADÓ | 34,20 | 39,34 |
| 5051 | ANTIOQUIA | ARBOLETES | 48,24 | 45,36 |
| 5055 | ANTIOQUIA | ARGELIA | 45,73 | 56,29 |
| 5059 | ANTIOQUIA | ARMENIA | 43,04 | 36,51 |
| CÓDIGO DANE | DEPTO. | MUNICIPIO | IR | IRF |
| 5079 | ANTIOQUIA | BARBOSA | 32,48 | 39,93 |
| 5088 | ANTIOQUIA | BELLO | 11,97 | 28,47 |
| 5086 | ANTIOQUIA | BELMIRA | 50,90 | 22,18 |
| 5091 | ANTIOQUIA | BETANIA | 42,29 | 40,00 |
| 5093 | ANTIOQUIA | BETULIA | 41,85 | 48,81 |
| 5107 | ANTIOQUIA | BRICEÑO | 51,86 | 49,85 |
| 5113 | ANTIOQUIA | BURITICÁ | 52,46 | 22,83 |
| 5120 | ANTIOQUIA | CÁCERES | 56,12 | 70,72 |
| 5125 | ANTIOQUIA | CAICEDO | 45,86 | 23,68 |
| 5129 | ANTIOQUIA | CALDAS | 23,97 | 52,50 |
| 5134 | ANTIOQUIA | CAMPAMENTO | 46,16 | 40,13 |
| 5138 | ANTIOQUIA | CAÑASGORDAS | 45,91 | 36,94 |
| 5142 | ANTIOQUIA | CARACOLÍ | 53,10 | 47,45 |
| 5145 | ANTIOQUIA | CARAMANTA | 41,97 | 41,08 |
| 5147 | ANTIOQUIA | CAREPA | 40,44 | 41,94 |
| 5148 | ANTIOQUIA | CARMEN DE VIBORAL | 38,27 | 28,75 |
| 5150 | ANTIOQUIA | CAROLINA | 50,92 | 46,02 |
| 5154 | ANTIOQUIA | CAUCASIA | 45,06 | 55,77 |
| 5172 | ANTIOQUIA | CHIGORODÓ | 43,05 | 48,05 |
| 5190 | ANTIOQUIA | CISNEROS | 33,50 | 63,82 |
| 5101 | ANTIOQUIA | BOLÍVAR | 37,91 | 47,08 |
| 5197 | ANTIOQUIA | COCORNÁ | 41,19 | 57,71 |
| 5206 | ANTIOQUIA | CONCEPCIÓN | 48,92 | 37,11 |
| 5209 | ANTIOQUIA | CONCORDIA | 38,59 | 42,28 |
| 5212 | ANTIOQUIA | COPACABANA | 20,21 | 27,70 |
| 5234 | ANTIOQUIA | DABEIBA | 57,07 | 24,69 |
| 5237 | ANTIOQUIA | DON MATÍAS | 39,35 | 40,64 |
| 5240 | ANTIOQUIA | EBÉJICO | 42,48 | 33,97 |
| 5250 | ANTIOQUIA | EL BAGRE | 50,89 | 66,03 |
| 5264 | ANTIOQUIA | ENTRERRÍOS | 45,75 | 21,81 |
| 5266 | ANTIOQUIA | ENVIGADO | 8,19 | 35,94 |
| 5282 | ANTIOQUIA | FREDONIA | 38,02 | 57,33 |
| 5284 | ANTIOQUIA | FRONTINO | 54,83 | 43,85 |
| 5306 | ANTIOQUIA | GIRALDO | 47,81 | 25,77 |
| 5308 | ANTIOQUIA | GIRARDOTA | 24,69 | 31,56 |
| 5310 | ANTIOQUIA | GÓMEZ PLATA | 47,84 | 45,94 |
| 5313 | ANTIOQUIA | GRANADA | 43,26 | 40,00 |
| 5315 | ANTIOQUIA | GUADALUPE | 45,11 | 41,05 |
| 5318 | ANTIOQUIA | GUARNE | 30,30 | 24,83 |
| 5321 | ANTIOQUIA | GUATAPÉ | 41,09 | 55,97 |
| 5347 | ANTIOQUIA | HELICONIA | 41,20 | 51,45 |
| 5353 | ANTIOQUIA | HISPANIA | 39,23 | 42,94 |
| 5360 | ANTIOQUIA | ITAGÜÍ | 0,00 | 36,01 |
| 5361 | ANTIOQUIA | ITUANGO | 57,93 | 31,06 |
| 5364 | ANTIOQUIA | JARDÍN | 40,90 | 49,17 |
| 5368 | ANTIOQUIA | JERICÓ | 41,37 | 41,99 |
| 5376 | ANTIOQUIA | LA CEJA | 27,54 | 30,31 |
| 5380 | ANTIOQUIA | LA ESTRELLA | 15,76 | 45,42 |
| 5390 | ANTIOQUIA | LA PINTADA | 35,61 | 33,63 |
| 5400 | ANTIOQUIA | LA UNIÓN | 37,17 | 41,43 |
| 5411 | ANTIOQUIA | LIBORINA | 45,60 | 22,80 |
| 5425 | ANTIOQUIA | MACEO | 53,02 | 53,38 |
| 5440 | ANTIOQUIA | MARINILLA | 26,70 | 27,68 |
| 5001 | ANTIOQUIA | MEDELLÍN | 4,83 | 28,30 |
| 5467 | ANTIOQUIA | MONTEBELLO | 37,19 | 29,72 |
| 5475 | ANTIOQUIA | MURINDÓ | 68,39 | 50,68 |
| 5480 | ANTIOQUIA | MUTATÁ | 56,91 | 54,02 |
| 5483 | ANTIOQUIA | NARIÑO | 44,08 | 62,70 |
| 5495 | ANTIOQUIA | NECHÍ | 53,21 | 67,90 |
| 5490 | ANTIOQUIA | NECOCLÍ | 48,83 | 51,51 |
| 5501 | ANTIOQUIA | OLAYA | 47,02 | 21,13 |
| 5541 | ANTIOQUIA | PEÑOL | 36,98 | 28,21 |
| 5543 | ANTIOQUIA | PEQUE | 52,18 | 26,80 |
| 5576 | ANTIOQUIA | PUEBLORRICO | 37,21 | 42,64 |
| 5579 | ANTIOQUIA | PUERTO BERRÍO | 49,17 | 73,10 |
| 5585 | ANTIOQUIA | PUERTO NARE | 49,59 | 55,04 |
| 5591 | ANTIOQUIA | PUERTO TRIUNFO | 46,24 | 61,31 |
| 5604 | ANTIOQUIA | REMEDIOS | 57,16 | 64,92 |
| 5607 | ANTIOQUIA | RETIRO | 40,03 | 30,24 |
| 5615 | ANTIOQUIA | RIONEGRO | 24,24 | 27,63 |
| 5628 | ANTIOQUIA | SABANALARGA | 49,02 | 19,03 |
| 5631 | ANTIOQUIA | SABANETA | 9,96 | 45,68 |
| 5642 | ANTIOQUIA | SALGAR | 41,71 | 46,87 |
| 5647 | ANTIOQUIA | SAN ANDRÉS | 48,28 | 26,34 |
| 5649 | ANTIOQUIA | SAN CARLOS | 50,92 | 69,73 |
| 5652 | ANTIOQUIA | SAN FRANCISCO | 52,17 | 82,26 |
| 5656 | ANTIOQUIA | SAN JERÓNIMO | 40,28 | 27,95 |
| 5658 | ANTIOQUIA | SAN JOSÉ DE MONTAÑA | 50,34 | 22,47 |
| 5659 | ANTIOQUIA | SN JUAN DE URABÁ | 42,73 | 54,15 |
| 5660 | ANTIOQUIA | SAN LUIS | 51,04 | 63,65 |
| 5664 | ANTIOQUIA | SAN PEDRO | 37,54 | 19,22 |
| 5665 | ANTIOQUIA | SAN PEDRO DE URABÁ | 46,39 | 35,14 |
| 5667 | ANTIOQUIA | SAN RAFAEL | 46,66 | 71,38 |
| 5670 | ANTIOQUIA | SAN ROQUE | 46,03 | 53,60 |
| 5674 | ANTIOQUIA | SAN VICENTE | 38,56 | 25,28 |
| 5679 | ANTIOQUIA | SANTA BÁRBARA | 36,33 | 31,22 |
| 5042 | ANTIOQUIA | ANTIOQUIA | 46,93 | 17,92 |
| 5686 | ANTIOQUIA | SANTA ROSA DE OSOS | 44,78 | 24,31 |
| 5690 | ANTIOQUIA | SANTO DOMINGO | 45,27 | 54,23 |
| 5697 | ANTIOQUIA | SANTUARIO | 28,23 | 32,36 |
| 5736 | ANTIOQUIA | SEGOVIA | 49,57 | 65,03 |
| 5756 | ANTIOQUIA | SONSÓN | 47,82 | 33,32 |
| 5761 | ANTIOQUIA | SOPETRÁN | 41,84 | 25,87 |
| 5789 | ANTIOQUIA | TÁMESIS | 41,39 | 41,01 |
| 5790 | ANTIOQUIA | TARAZÁ | 54,12 | 70,75 |
| 5792 | ANTIOQUIA | TARSO | 41,69 | 40,10 |
| 5809 | ANTIOQUIA | TITIRIBÍ | 37,60 | 36,71 |
| 5819 | ANTIOQUIA | TOLEDO | 46,19 | 28,19 |
| 5837 | ANTIOQUIA | TURBO | 48,19 | 48,00 |
| 5842 | ANTIOQUIA | URAMITA | 49,42 | 30,41 |
| 5847 | ANTIOQUIA | URRAO | 53,63 | 31,33 |
| 5854 | ANTIOQUIA | VALDIVIA | 50,05 | 67,89 |
| 5856 | ANTIOQUIA | VALPARAÍSO | 43,33 | 32,61 |
| 5858 | ANTIOQUIA | VEGACHÍ | 52,25 | 50,52 |
| 5861 | ANTIOQUIA | VENECIA | 37,71 | 59,41 |
| 5873 | ANTIOQUIA | VIGÍA DEL FUERTE | 66,92 | 48,88 |
| 5885 | ANTIOQUIA | YALÍ | 53,67 | 37,75 |
| 5887 | ANTIOQUIA | YARUMAL | 44,68 | 32,54 |
| 5890 | ANTIOQUIA | YOLOMBÓ | 52,65 | 41,23 |
| 5893 | ANTIOQUIA | YONDÓ | 59,49 | 52,01 |
| 5895 | ANTIOQUIA | ZARAGOZA | 52,54 | 61,81 |
| 81001 | ARAUCA | ARAUCA | 59,69 | 22,85 |
| 81065 | ARAUCA | ARAUQUITA | 59,41 | 21,41 |
| 81220 | ARAUCA | CRAVO NORTE | 82,64 | 24,85 |
| 81300 | ARAUCA | FORTUL | 54,66 | 24,44 |
| 81591 | ARAUCA | PUERTO RONDÓN | 74,66 | 22,03 |
| 81736 | ARAUCA | SARAVENA | 48,11 | 31,99 |
| 81794 | ARAUCA | TAME | 60,92 | 24,93 |
| 8078 | ATLÁNTICO | BARANOA | 26,30 | 33,50 |
| 8001 | ATLÁNTICO | BARRANQUILLA | 2,99 | 27,25 |
| 8137 | ATLÁNTICO | CAMPO DE LA CRUZ | 34,37 | 34,61 |
| 8141 | ATLÁNTICO | CANDELARIA | 38,92 | 33,39 |
| 8296 | ATLÁNTICO | GALAPA | 27,65 | 38,05 |
| 8372 | ATLÁNTICO | JUAN DE ACOSTA | 39,10 | 21,97 |
| 8421 | ATLÁNTICO | LURUACO | 38,46 | 27,65 |
| 8433 | ATLÁNTICO | MALAMBO | 18,76 | 15,35 |
| 8436 | ATLÁNTICO | MANATI | 41,67 | 33,40 |
| 8520 | ATLÁNTICO | PALMAR DE VARELA | 29,44 | 30,45 |
| 8549 | ATLÁNTICO | PIOJO | 50,68 | 25,51 |
| 8558 | ATLÁNTICO | POLONUEVO | 31,84 | 31,79 |
| 8560 | ATLÁNTICO | PONEDERA | 38,27 | 29,40 |
| 8573 | ATLÁNTICO | PUERTO COLOMBIA | 26,50 | 31,38 |
| 8606 | ATLÁNTICO | REPELÓN | 41,37 | 25,61 |
| 8634 | ATLÁNTICO | SABANAGRANDE | 22,52 | 21,36 |
| 8638 | ATLÁNTICO | SABANALARGA | 31,88 | 33,81 |
| 8675 | ATLÁNTICO | SANTA LUCÍA | 32,61 | 38,43 |
| 8685 | ATLÁNTICO | SANTO TOMÁS | 28,27 | 30,42 |
| 8758 | ATLÁNTICO | SOLEDAD | 3,53 | 27,24 |
| 8770 | ATLÁNTICO | SUÁN | 32,36 | 37,35 |
| 8832 | ATLÁNTICO | TUBARÁ | 41,08 | 22,01 |
| 8849 | ATLÁNTICO | USIACURI | 38,90 | 33,20 |
| 13006 | BOLÍVAR | ACHÍ | 53,83 | 66,00 |
| 13030 | BOLÍVAR | ALTOS DEL ROSARIO | 49,18 | 45,44 |
| 13042 | BOLÍVAR | ARENAL | 50,20 | 34,80 |
| 13052 | BOLÍVAR | ARJONA | 38,49 | 48,66 |
| 13062 | BOLÍVAR | ARROYOHONDO | 43,67 | 38,31 |
| 13074 | BOLÍVAR | BARRANCO DE LOBA | 49,50 | 66,17 |
| 13140 | BOLÍVAR | CALAMAR | 40,54 | 26,87 |
| 13160 | BOLÍVAR | CANTAGALLO | 58,69 | 58,62 |
| 13001 | BOLÍVAR | CARTAGENA | 17,72 | 32,81 |
| 13188 | BOLÍVAR | CICUCO | 41,15 | 42,79 |
| 13222 | BOLÍVAR | CLEMENCIA | 35,92 | 39,87 |
| 13212 | BOLÍVAR | CÓRDOBA | 50,89 | 25,82 |
| 13244 | BOLÍVAR | CARMEN DE BOLÍVAR | 41,50 | 36,13 |
| CÓDIGO DANE | DEPTO. | MUNICIPIO | IR | IRF |
| 13248 | BOLÍVAR | EL GUAMO | 51,50 | 36,94 |
| 13268 | BOLÍVAR | EL PEÑÓN | 52,43 | 50,79 |
| 13300 | BOLÍVAR | HATILLO DE LOBA | 43,78 | 67,90 |
| 13430 | BOLÍVAR | MAGANGUÉ | 39,21 | 37,29 |
| 13433 | BOLÍVAR | MAHATES | 43,38 | 50,77 |
| 13440 | BOLÍVAR | MARGARITA | 50,01 | 47,27 |
| 13442 | BOLÍVAR | MARÍA LA BAJA | 40,19 | 55,62 |
| 13468 | BOLÍVAR | MOMPÓS | 43,87 | 49,93 |
| 13458 | BOLÍVAR | MONTECRISTO | 60,92 | 88,32 |
| 13473 | BOLÍVAR | MORALES | 57,04 | 36,68 |
| 13490 | BOLÍVAR | NOROSÍ | 46,95 | |
| 13549 | BOLÍVAR | PINILLOS | 50,540 | 53,75 |
| 13580 | BOLÍVAR | REGIDOR | 47,040 | 63,21 |
| 13600 | BOLÍVAR | RÍO VIEJO | 52,730 | 59,43 |
| 13620 | BOLÍVAR | SAN CRISTÓBAL | 34,910 | 29,76 |
| 13647 | BOLÍVAR | SAN ESTANISLAO | 40,750 | 21,37 |
| 13650 | BOLÍVAR | SAN FERNANDO | 47,710 | 47,71 |
| 13654 | BOLÍVAR | SAN JACINTO | 44,610 | 40,49 |
| 13655 | BOLÍVAR | SAN JACINTO DEL CAUCA | 54,260 | 82,08 |
| 13657 | BOLÍVAR | SAN JUAN NEPOMUCENO | 44,270 | 44,22 |
| 13667 | BOLÍVAR | SAN MARTÍN DE LOBA | 50,720 | 67,88 |
| 13670 | BOLÍVAR | SAN PABLO | 55,930 | 56,92 |
| 13673 | BOLÍVAR | SANTA CATALINA | 40,540 | 31,90 |
| 13683 | BOLÍVAR | SANTA ROSA | 37,170 | 41,72 |
| 13688 | BOLÍVAR | STA ROSA DEL SUR | 56,100 | 43,37 |
| 13744 | BOLÍVAR | SIMITÍ | 56,520 | 41,98 |
| 13760 | BOLÍVAR | SOPLAVIENTO | 39,190 | 21,42 |
| 13780 | BOLÍVAR | TALAIGUA NUEVO | 46,170 | 42,87 |
| 13810 | BOLÍVAR | TIQUISIO | 52,390 | 51,62 |
| 13836 | BOLÍVAR | TURBACO | 29,500 | 26,76 |
| 13838 | BOLÍVAR | TURBANÁ | 39,700 | 27,17 |
| 13873 | BOLÍVAR | VILLANUEVA | 36,550 | 29,75 |
| 13894 | BOLÍVAR | ZAMBRANO | 47,460 | 28,49 |
| 15022 | BOYACÁ | ALMEIDA | 46,150 | 5,02 |
| 15047 | BOYACÁ | AQUITANIA | 53,540 | -4,63 |
| 15051 | BOYACÁ | ARCABUCO | 47,910 | 18,41 |
| 15087 | BOYACÁ | BELÉN | 44,790 | 8,73 |
| 15090 | BOYACÁ | BERBEO | 49,110 | 15,58 |
| 15092 | BOYACÁ | BETEITIVA | 51,420 | 8,89 |
| 15097 | BOYACÁ | BOAVITA | 44,670 | 8,84 |
| 15104 | BOYACÁ | BOYACÁ | 39,070 | 6,31 |
| 15106 | BOYACÁ | BRICEÑO | 45,530 | 52,86 |
| 15109 | BOYACÁ | BUENAVISTA | 45,010 | 25,15 |
| 15114 | BOYACÁ | BUSBANZA | 49,11 | 6,17 |
| 15131 | BOYACÁ | CALDAS | 45,080 | 22,68 |
| 15135 | BOYACÁ | CAMPOHERMOSO | 55,150 | 24,68 |
| 15162 | BOYACÁ | CERINZA | 43,340 | 10,53 |
| 15172 | BOYACÁ | CHINAVITA | 49,250 | 8,52 |
| 15176 | BOYACÁ | CHIQUINQUIRÁ | 31,030 | 23,03 |
| 15232 | BOYACÁ | CHÍQUIZA | 45,260 | 15,89 |
| 15180 | BOYACÁ | CHISCAS | 60,250 | 17,75 |
| 15183 | BOYACÁ | CHITA | 55,890 | -2,06 |
| 15185 | BOYACÁ | CHITARAQUE | 46,740 | 44,63 |
| 15187 | BOYACÁ | CHIVATA | 40,130 | 11,78 |
| 15236 | BOYACÁ | CHIVOR | 51,220 | 12,17 |
| 15189 | BOYACÁ | CIÉNEGA | 39,860 | 15,26 |
| 15204 | BOYACÁ | CÓMBITA | 41,330 | 13,42 |
| 15212 | BOYACÁ | COPER | 49,530 | 64,13 |
| 15215 | BOYACÁ | CORRALES | 47,400 | 6,48 |
| 15218 | BOYACÁ | COVARACHÍA | 48,970 | 18,43 |
| 15223 | BOYACÁ | CUBARÁ | 63,530 | 41,18 |
| 15224 | BOYACÁ | CUCAITA | 39,490 | 12,26 |
| 15226 | BOYACÁ | CUITIVA | 46,700 | 1,44 |
| 15238 | BOYACÁ | DUITAMA | 28,170 | 9,87 |
| 15244 | BOYACÁ | EL COCUY | 52,440 | 8,75 |
| 15248 | BOYACÁ | EL ESPINO | 45,150 | 18,24 |
| 15272 | BOYACÁ | FIRAVITOBA | 44,760 | 8,28 |
| 15276 | BOYACÁ | FLORESTA | 44,900 | 7,05 |
| 15293 | BOYACÁ | GACHANTIVÁ | 48,410 | 28,54 |
| 15296 | BOYACÁ | GÁMEZA | 46,650 | 1,50 |
| 15299 | BOYACÁ | GARAGOA | 40,760 | 16,03 |
| 15317 | BOYACÁ | GUACAMAYAS | 48,680 | 18,07 |
| 15322 | BOYACÁ | GUATEQUE | 31,230 | 14,05 |
| 15325 | BOYACÁ | GUAYATA | 42,460 | 14,08 |
| 15332 | BOYACÁ | GUICÁN | 60,500 | 10,48 |
| 15362 | BOYACÁ | IZA | 44,490 | 2,24 |
| 15367 | BOYACÁ | JENESANO | 37,950 | 13,45 |
| 15368 | BOYACÁ | JERICÓ | 48,700 | -3,67 |
| 15380 | BOYACÁ | LA CAPILLA | 43,870 | 14,18 |
| 15403 | BOYACÁ | LA UVITA | 52,240 | 8,04 |
| 15401 | BOYACÁ | LA VICTORIA | 44,100 | 64,29 |
| 15377 | BOYACÁ | LABRANZAGRANDE | 60,330 | 17,60 |
| 15425 | BOYACÁ | MACANAL | 50,520 | 15,42 |
| 15442 | BOYACÁ | MARIPÍ | 45,190 | 31,66 |
| 15455 | BOYACÁ | MIRAFLORES | 47,390 | 16,00 |
| 15464 | BOYACÁ | MONGUA | 55,470 | -1,87 |
| 15466 | BOYACÁ | MONGUÍ | 42,820 | 4,95 |
| 15469 | BOYACÁ | MONIQUIRÁ | 40,270 | 50,40 |
| 15476 | BOYACÁ | MOTAVITA | 39,320 | 10,72 |
| 15480 | BOYACÁ | MUZO | 42,250 | 62,18 |
| 15491 | BOYACÁ | NOBSA | 32,480 | 9,96 |
| 15494 | BOYACÁ | NUEVO COLÓN | 37,960 | 11,95 |
| 15500 | BOYACÁ | OICATA | 46,330 | 13,65 |
| 15507 | BOYACÁ | OTANCHE | 52,750 | 72,93 |
| 15511 | BOYACÁ | PACHAVITA | 45,200 | 5,22 |
| 15514 | BOYACÁ | PÁEZ | 58,070 | 21,69 |
| 15516 | BOYACÁ | PAIPA | 41,320 | 12,10 |
| 15518 | BOYACÁ | PAJARITO | 60,680 | 36,01 |
| 15522 | BOYACÁ | PANQUEBA | 46,640 | 13,11 |
| 15531 | BOYACÁ | PAUNA | 47,740 | 34,87 |
| 15533 | BOYACÁ | PAYA | 62,600 | 20,03 |
| 15537 | BOYACÁ | PAZ DE RÍO | 47,200 | 12,29 |
| 15542 | BOYACÁ | PESCA | 48,660 | 3,79 |
| 15550 | BOYACÁ | PISVA | 67,590 | 13,18 |
| 15572 | BOYACÁ | PUERTO BOYACÁ | 49,040 | 58,51 |
| 15580 | BOYACÁ | QUIPAMA | 44,350 | 64,95 |
| 15599 | BOYACÁ | RAMIRIQUÍ | 41,030 | 4,89 |
| 15600 | BOYACÁ | RÁQUIRA | 44,000 | 20,00 |
| 15621 | BOYACÁ | RONDÓN | 53,040 | 17,78 |
| 15632 | BOYACÁ | SABOYÁ | 45,290 | 28,45 |
| 15638 | BOYACÁ | SÁCHICA | 44,120 | 17,21 |
| 15646 | BOYACÁ | SAMACÁ | 39,640 | 15,32 |
| 15660 | BOYACÁ | SAN EDUARDO | 53,320 | 14,24 |
| 15664 | BOYACÁ | SAN JOSÉ DE PARE | 42,300 | 33,55 |
| 15667 | BOYACÁ | SAN LUIS DE GACENO | 55,000 | 39,16 |
| 15673 | BOYACÁ | SAN MATEO | 48,000 | 7,84 |
| 15676 | BOYACÁ | SAN MIGUEL DE SEMA | 44,750 | 26,51 |
| 15681 | BOYACÁ | SAN PABLO BORBUR | 43,920 | 51,29 |
| 15690 | BOYACÁ | SANTA MARÍA | 53,93 | 35,50 |
| 15693 | BOYACÁ | SANTA ROSA VITERBO | 39,970 | 8,00 |
| 15696 | BOYACÁ | SANTA SOFÍA | 47,470 | 24,97 |
| 15686 | BOYACÁ | SANTANA | 39,650 | 32,92 |
| 15720 | BOYACÁ | SATIVANORTE | 54,140 | 13,85 |
| 15723 | BOYACÁ | SATIVASUR | 51,370 | 13,88 |
| 15740 | BOYACÁ | SIACHOQUE | 44,010 | 5,28 |
| 15753 | BOYACÁ | SOATÁ | 42,700 | 8,54 |
| 15757 | BOYACÁ | SOCHA | 46,140 | 8,91 |
| 15755 | BOYACÁ | SOCOTÁ | 54,810 | 2,54 |
| 15759 | BOYACÁ | SOGAMOSO | 27,280 | 8,30 |
| 15761 | BOYACÁ | SOMONDOCO | 41,130 | 14,70 |
| 15762 | BOYACÁ | SORA | 43,660 | 10,60 |
| 15764 | BOYACÁ | SORACÁ | 39,810 | 1,35 |
| 15763 | BOYACÁ | SOTAQUIRÁ | 49,360 | 21,68 |
| 15774 | BOYACÁ | SUSACÓN | 52,930 | 12,86 |
| 15776 | BOYACÁ | SUTAMARCHÁN | 44,290 | 23,96 |
| 15778 | BOYACÁ | SUTATENZA | 37,900 | 13,54 |
| 15790 | BOYACÁ | TASCO | 49,180 | 9,14 |
| 15798 | BOYACÁ | TENZA | 39,120 | 14,98 |
| 15804 | BOYACÁ | TIBANÁ | 41,650 | 11,59 |
| 15806 | BOYACÁ | TIBASOSA | 38,200 | 8,12 |
| 15808 | BOYACÁ | TINJACÁ | 49,490 | 17,35 |
| 15810 | BOYACÁ | TIPACOQUE | 45,330 | 16,79 |
| 15814 | BOYACÁ | TOCA | 44,200 | 10,04 |
| 15816 | BOYACÁ | TOGÜÍ | 46,710 | 50,42 |
| 15820 | BOYACÁ | TÓPAGA | 39,910 | 4,51 |
| 15822 | BOYACÁ | TOTA | 49,990 | 0,87 |
| 15001 | BOYACÁ | TUNJA | 20,160 | 9,32 |
| 15832 | BOYACÁ | TUNUNGUA | 48,110 | 52,72 |
| 15835 | BOYACÁ | TURMEQUÉ | 40,090 | 11,86 |
| 15837 | BOYACÁ | TUTA | 45,080 | 12,84 |
| 15839 | BOYACÁ | TUTASA | 53,610 | 7,77 |
| 15842 | BOYACÁ | ÚMBITA | 42,200 | 3,21 |
| 15861 | BOYACÁ | VENTAQUEMADA | 40,360 | 14,89 |
| 15407 | BOYACÁ | VILLA DE LEYVA | 40,330 | 17,24 |
| CÓDIGO DANE | DEPTO. | MUNICIPIO | IR | IRF |
| 15879 | BOYACÁ | VIRACACHA | 44,510 | 2,47 |
| 15897 | BOYACÁ | ZETAQUIRÁ | 52,420 | 20,26 |
| 17013 | CALDAS | AGUADAS | 43,320 | 25,31 |
| 17042 | CALDAS | ANSERMA | 33,390 | 38,10 |
| 17050 | CALDAS | ARANZAZU | 38,520 | 26,86 |
| 17088 | CALDAS | BELALCÁZAR | 36,790 | 35,70 |
| 17174 | CALDAS | CHINCHINÁ | 24,430 | 40,18 |
| 17272 | CALDAS | FILADELFIA | 40,730 | 28,44 |
| 17380 | CALDAS | LA DORADA | 37,390 | 52,35 |
| 17388 | CALDAS | LA MERCED | 39,920 | 26,65 |
| 17001 | CALDAS | MANIZALES | 20,210 | 23,07 |
| 17433 | CALDAS | MANZANARES | 36,780 | 43,10 |
| 17442 | CALDAS | MARMATO | 31,890 | 37,39 |
| 17444 | CALDAS | MARQUETALIA | 35,010 | 47,91 |
| 17446 | CALDAS | MARULANDA | 56,360 | 19,27 |
| 17486 | CALDAS | NEIRA | 39,250 | 26,53 |
| 17495 | CALDAS | NORCASIA | 48,770 | 77,06 |
| 17513 | CALDAS | PÁCORA | 42,230 | 35,51 |
| 17524 | CALDAS | PALESTINA | 33,240 | 39,25 |
| 17541 | CALDAS | PENSILVANIA | 43,490 | 44,36 |
| 17614 | CALDAS | RIOSUCIO | 35,150 | 45,59 |
| 17616 | CALDAS | RISARALDA | 35,950 | 31,71 |
| 17653 | CALDAS | SALAMINA | 42,910 | 29,82 |
| 17662 | CALDAS | SAMANÁ | 47,490 | 92,00 |
| 17665 | CALDAS | SAN JOSÉ | 35,670 | 31,68 |
| 17777 | CALDAS | SUPÍA | 32,300 | 35,65 |
| 17867 | CALDAS | VICTORIA | 53,770 | 58,90 |
| 17873 | CALDAS | VILLAMARÍA | 36,880 | 26,59 |
| 17877 | CALDAS | VITERBO | 36,300 | 32,48 |
| 18029 | CAQUETÁ | ALBANIA | 56,900 | 38,70 |
| 18094 | CAQUETÁ | BELÉN ANDAQUÍES | 59,860 | 28,53 |
| 18150 | CAQUETÁ | CARTAGENA DE CHAIRÁ | 73,190 | 24,09 |
| 18205 | CAQUETÁ | CURILLO | 53,870 | 25,66 |
| 18247 | CAQUETÁ | EL DONCELLO | 53,950 | 36,02 |
| 18256 | CAQUETÁ | EL PAUJIL | 56,620 | 34,16 |
| 18001 | CAQUETÁ | FLORENCIA | 45,810 | 39,29 |
| 18410 | CAQUETÁ | LA MONTAÑITA | 60,980 | 26,19 |
| 18460 | CAQUETÁ | MILÁN | 57,990 | 25,60 |
| 18479 | CAQUETÁ | MORELIA | 61,650 | 39,24 |
| 18592 | CAQUETÁ | PUERTO RICO | 61,16 | 40,01 |
| 18610 | CAQUETÁ | SAN JOSÉ DE FRAGUA | 58,780 | 41,55 |
| 18753 | CAQUETÁ | SAN VICENTE CAGUÁN | 69,010 | 21,47 |
| 18756 | CAQUETÁ | SOLANO | 86,804 | 23,77 |
| 18785 | CAQUETÁ | SOLITA | 58,420 | 23,11 |
| 18860 | CAQUETÁ | VALPARAÍSO | 59,770 | 25,00 |
| 85010 | CASANARE | AGUAZUL | 53,390 | 38,18 |
| 85015 | CASANARE | CHÁMEZA | 62,560 | 25,81 |
| 85125 | CASANARE | HATO COROZAL | 74,160 | 20,02 |
| 85136 | CASANARE | LA SALINA | 62,070 | 10,13 |
| 85139 | CASANARE | MANÍ | 68,610 | 23,61 |
| 85162 | CASANARE | MONTERREY | 54,270 | 38,05 |
| 85225 | CASANARE | NUNCHÍA | 61,890 | 28,03 |
| 85230 | CASANARE | OROCUÉ | 74,380 | 30,42 |
| 85250 | CASANARE | PAZ DE ARIPORO | 72,720 | 24,08 |
| 85263 | CASANARE | PORE | 59,600 | 23,81 |
| 85279 | CASANARE | RECETOR | 55,960 | 31,98 |
| 85300 | CASANARE | SABANALARGA | 59,120 | 40,62 |
| 85315 | CASANARE | SACAMA | 64,020 | 22,78 |
| 85325 | CASANARE | SAN LUIS PALENQUE | 71,150 | 19,51 |
| 85400 | CASANARE | TÁMARA | 61,970 | 21,67 |
| 85410 | CASANARE | TAURAMENA | 61,330 | 43,66 |
| 85430 | CASANARE | TRINIDAD | 68,130 | 19,39 |
| 85440 | CASANARE | VILLANUEVA | 50,460 | 31,33 |
| 85001 | CASANARE | YOPAL | 47,780 | 33,78 |
| 19022 | CAUCA | ALMAGUER | 42,370 | 3,60 |
| 19050 | CAUCA | ARGELIA | 50,360 | 10,66 |
| 19075 | CAUCA | BALBOA | 45,940 | 12,42 |
| 19100 | CAUCA | BOLÍVAR | 46,090 | 16,15 |
| 19110 | CAUCA | BUENOS AIRES | 38,380 | 39,46 |
| 19130 | CAUCA | CAJIBÍO | 43,660 | 32,72 |
| 19137 | CAUCA | CALDONO | 41,020 | 21,10 |
| 19142 | CAUCA | CALOTO | 37,020 | 28,48 |
| 19212 | CAUCA | CORINTO | 40,090 | 21,89 |
| 19256 | CAUCA | EL TAMBO | 54,610 | 33,21 |
| 19290 | CAUCA | FLORENCIA | 41,360 | 9,55 |
| 19300 | CAUCA | GUACHENE | 23,76 | |
| 19318 | CAUCA | GUAPÍ | 58,840 | 40,45 |
| CÓDIGO DANE | DEPTO. | MUNICIPIO | IR | IRF |
| 19355 | CAUCA | INZA | 49,090 | 5,74 |
| 19364 | CAUCA | JAMBALO | 43,490 | 12,98 |
| 19392 | CAUCA | LA SIERRA | 45,700 | 25,18 |
| 19397 | CAUCA | LA VEGA | 43,150 | 6,15 |
| 19418 | CAUCA | LÓPEZ | 63,040 | 52,84 |
| 19450 | CAUCA | MERCADERES | 52,430 | 19,28 |
| 19455 | CAUCA | MIRANDA | 34,320 | 20,90 |
| 19473 | CAUCA | MORALES | 46,120 | 28,09 |
| 19513 | CAUCA | PADILLA | 37,510 | 21,29 |
| 19517 | CAUCA | PÁEZ | 53,090 | 6,38 |
| 19532 | CAUCA | PATÍA | 47,590 | 23,30 |
| 19533 | CAUCA | PIAMONTE | 63,170 | 23,63 |
| 19548 | CAUCA | PIENDAMÓ | 34,710 | 24,99 |
| 19001 | CAUCA | POPAYÁN | 26,960 | 18,66 |
| 19573 | CAUCA | PUERTO TEJADA | 27,710 | 20,93 |
| 19585 | CAUCA | PURACÉ | 49,640 | 7,78 |
| 19622 | CAUCA | ROSAS | 42,810 | 27,05 |
| 19693 | CAUCA | SAN SEBASTIÁN | 50,380 | -0,17 |
| 19701 | CAUCA | SANTA ROSA | 69,740 | 7,44 |
| 19698 | CAUCA | SANTANDER DE QUILICHAO | 36,220 | 31,54 |
| 19743 | CAUCA | SILVIA | 45,330 | 3,81 |
| 19760 | CAUCA | SOTARÁ | 49,590 | 6,54 |
| 19780 | CAUCA | SUÁREZ | 48,630 | 42,04 |
| 19785 | CAUCA | SUCRE | 44,330 | 15,12 |
| 19807 | CAUCA | TIMBÍO | 37,250 | 19,82 |
| 19809 | CAUCA | TIMBIQUÍ | 59,340 | 30,01 |
| 19821 | CAUCA | TORIBÍO | 44,470 | 14,38 |
| 19824 | CAUCA | TOTORÓ | 47,390 | 4,08 |
| 19845 | CAUCA | VILLA RICA | 34,600 | 25,08 |
| 20011 | CESAR | AGUACHICA | 42,020 | 36,57 |
| 20013 | CESAR | AGUSTÍN CODAZZI | 49,500 | 48,31 |
| 20032 | CESAR | ASTREA | 50,980 | 47,38 |
| 20045 | CESAR | BECERRIL | 57,860 | 36,17 |
| 20060 | CESAR | BOSCONIA | 44,650 | 37,76 |
| 20175 | CESAR | CHIMICHAGUA | 52,870 | 52,31 |
| 20178 | CESAR | CHIRIGUANÁ | 53,830 | 38,03 |
| 20228 | CESAR | CURUMANÍ | 50,770 | 35,76 |
| 20238 | CESAR | EL COPEY | 49,37 | 30,94 |
| 20250 | CESAR | EL PASO | 51,190 | 29,77 |
| 20295 | CESAR | GAMARRA | 48,200 | 46,00 |
| 20310 | CESAR | GONZÁLEZ | 38,890 | 16,29 |
| 20383 | CESAR | LA GLORIA | 55,300 | 63,21 |
| 20400 | CESAR | JAGUA DE IBIRICO | 50,690 | 38,75 |
| 20621 | CESAR | LA PAZ | 52,460 | 35,07 |
| 20443 | CESAR | MANAURE DEL CESAR | 41,850 | 22,76 |
| 20517 | CESAR | PAILITAS | 51,240 | 47,65 |
| 20550 | CESAR | PELAYA | 49,070 | 53,27 |
| 20570 | CESAR | PUEBLO BELLO | 49,660 | 37,61 |
| 20614 | CESAR | RÍO DE ORO | 51,890 | 18,01 |
| 20710 | CESAR | SAN ALBERTO | 48,496 | 41,59 |
| 20750 | CESAR | SAN DIEGO | 51,910 | 43,92 |
| 20770 | CESAR | SAN MARTÍN | 54,430 | 47,75 |
| 20787 | CESAR | TAMALAMEQUE | 51,240 | 42,68 |
| 20001 | CESAR | VALLEDUPAR | 40,170 | 31,80 |
| 27006 | CHOCÓ | ACANDI | 57,887 | 33,58 |
| 27025 | CHOCÓ | ALTO BAUDÓ | 56,290 | 47,73 |
| 27050 | CHOCÓ | ATRATO | 53,360 | 72,50 |
| 27073 | CHOCÓ | BAGADÓ | 56,390 | 75,78 |
| 27075 | CHOCÓ | BAHÍA SOLANO | 59,750 | 77,35 |
| 27077 | CHOCÓ | BAJO BAUDÓ | 64,730 | 66,79 |
| 27099 | CHOCÓ | BOJAYÁ | 69,130 | 48,86 |
| 27150 | CHOCÓ | CARMEN DEL DARIÉN | 73,674 | 45,53 |
| 27160 | CHOCÓ | CÉRTEGUI | 51,080 | 87,26 |
| 27205 | CHOCÓ | CONDOTO | 49,700 | 79,78 |
| 27135 | CHOCÓ | CANTÓN DE SAN PABLO | 54,470 | 66,48 |
| 27245 | CHOCÓ | EL CARMEN | 53,320 | 41,86 |
| 27250 | CHOCÓ | EL LITORAL SAN JUAN | 66,940 | 51,19 |
| 27361 | CHOCÓ | ITSMINA | 56,600 | 79,76 |
| 27372 | CHOCÓ | JURADÓ | 70,520 | 47,46 |
| 27413 | CHOCÓ | LLORÓ | 55,430 | 88,66 |
| 27425 | CHOCÓ | MEDIO ATRATO | 56,340 | 54,51 |
| 27430 | CHOCÓ | MEDIO BAUDÓ | 60,330 | 43,29 |
| 27450 | CHOCÓ | MEDIO SAN JUAN | 52,960 | 79,82 |
| 27491 | CHOCÓ | NÓVITA | 59,140 | 73,49 |
| 27495 | CHOCÓ | NUQUÍ | 58,840 | 58,60 |
| 27001 | CHOCÓ | QUIBDÓ | 47,340 | 72,72 |
| 27580 | CHOCÓ | RÍO IRO | 49,803 | 84,19 |
| CÓDIGO DANE | DEPTO. | MUNICIPIO | IR | IRF |
| 27600 | CHOCÓ | RÍO QUITO | 57,260 | 67,62 |
| 27615 | CHOCÓ | RIOSUCIO | 72,500 | 37,31 |
| 27660 | CHOCÓ | SAN JOSÉ DEL PALMAR | 65,630 | 42,16 |
| 27745 | CHOCÓ | SIPÍ | 68,880 | 57,84 |
| 27787 | CHOCÓ | TADÓ | 50,630 | 74,65 |
| 27800 | CHOCÓ | UNGUÍA | 58,230 | 30,38 |
| 27810 | CHOCÓ | UNIÓN PANAMERICANA | 46,650 | 73,46 |
| 23068 | CÓRDOBA | AYAPEL | 53,120 | 55,27 |
| 23079 | CÓRDOBA | BUENAVISTA | 52,680 | 41,64 |
| 23090 | CÓRDOBA | CANALETE | 46,690 | 32,31 |
| 23162 | CÓRDOBA | CERETÉ | 31,410 | 46,65 |
| 23168 | CÓRDOBA | CHIMÁ | 46,340 | 35,26 |
| 23182 | CÓRDOBA | CHINÚ | 42,390 | 44,56 |
| 23189 | CÓRDOBA | CIÉNAGA DE ORO | 41,880 | 53,25 |
| 23300 | CÓRDOBA | COTORRA | 35,650 | 31,25 |
| 23350 | CÓRDOBA | LA APARTADA | 47,210 | 45,92 |
| 23417 | CÓRDOBA | LORICA | 38,160 | 41,42 |
| 23419 | CÓRDOBA | LOS CÓRDOBAS | 47,310 | 47,29 |
| 23464 | CÓRDOBA | MOMIL | 40,030 | 28,46 |
| 23466 | CÓRDOBA | MONTELÍBANO | 46,890 | 49,11 |
| 23001 | CÓRDOBA | MONTERÍA | 38,820 | 48,16 |
| 23500 | CÓRDOBA | MOÑITOS | 39,040 | 39,37 |
| 23555 | CÓRDOBA | PLANETA RICA | 46,210 | 36,55 |
| 23570 | CÓRDOBA | PUEBLO NUEVO | 48,220 | 52,54 |
| 23574 | CÓRDOBA | PUERTO ESCONDIDO | 45,590 | 42,59 |
| 23580 | CÓRDOBA | PUERTO LIBERTADOR | 53,240 | 40,10 |
| 23586 | CÓRDOBA | PURÍSIMA | 38,250 | 29,82 |
| 23660 | CÓRDOBA | SAHAGÚN | 41,380 | 50,25 |
| 23670 | CÓRDOBA | SAN ANDRÉS SOTAVENTO | 31,200 | 48,15 |
| 23672 | CÓRDOBA | SAN ANTERO | 37,660 | 41,46 |
| 23675 | CÓRDOBA | SAN BERNARDO VIENTO | 40,150 | 27,95 |
| 23678 | CÓRDOBA | SAN CARLOS | 46,500 | 32,41 |
| 23682 | CÓRDOBA | SAN JOSÉ DE URE | 51,78 | |
| 23686 | CÓRDOBA | SAN PELAYO | 41,530 | 43,43 |
| 23807 | CÓRDOBA | TIERRALTA | 55,200 | 29,81 |
| 23815 | CÓRDOBA | TUCHÍN | 46,63 | |
| 23855 | CÓRDOBA | VALENCIA | 48,490 | 22,56 |
| 25001 | CUNDINAMARCA | AGUA DE DIOS | 35,200 | 20,62 |
| 25019 | CUNDINAMARCA | ALBÁN | 36,020 | 16,85 |
| 25035 | CUNDINAMARCA | ANAPOIMA | 37,990 | 19,71 |
| 25040 | CUNDINAMARCA | ANOLAIMA | 36,620 | 15,49 |
| 25599 | CUNDINAMARCA | APULO | 40,680 | 20,12 |
| 25053 | CUNDINAMARCA | ARBELÁEZ | 37,980 | 19,24 |
| 25086 | CUNDINAMARCA | BELTRÁN | 55,330 | 30,85 |
| 25095 | CUNDINAMARCA | BITUIMA | 44,300 | 20,53 |
| 25099 | CUNDINAMARCA | BOJACÁ | 37,650 | 4,18 |
| 25120 | CUNDINAMARCA | CABRERA | 55,210 | 8,86 |
| 25123 | CUNDINAMARCA | CACHIPAY | 32,440 | 14,69 |
| 25126 | CUNDINAMARCA | CAJICÁ | 20,670 | 13,40 |
| 25148 | CUNDINAMARCA | CAPARRAPÍ | 49,620 | 31,00 |
| 25151 | CUNDINAMARCA | CÁQUEZA | 33,290 | 4,75 |
| 25154 | CUNDINAMARCA | CARMEN DE CARUPA | 48,990 | 6,81 |
| 25168 | CUNDINAMARCA | CHAGUANÍ | 49,260 | 26,44 |
| 25175 | CUNDINAMARCA | CHÍA | 18,090 | 7,86 |
| 25178 | CUNDINAMARCA | CHIPAQUE | 40,000 | 0,21 |
| 25181 | CUNDINAMARCA | CHOACHÍ | 41,800 | 3,59 |
| 25183 | CUNDINAMARCA | CHOCONTÁ | 42,150 | 4,13 |
| 25200 | CUNDINAMARCA | COGUA | 35,840 | 17,05 |
| 25214 | CUNDINAMARCA | COTA | 27,360 | 7,85 |
| 25224 | CUNDINAMARCA | CUCUNUBÁ | 42,610 | 11,84 |
| 25245 | CUNDINAMARCA | EL COLEGIO | 32,730 | 21,42 |
| 25258 | CUNDINAMARCA | EL PEÑÓN | 46,560 | 51,30 |
| 25260 | CUNDINAMARCA | EL ROSAL | 34,250 | 9,23 |
| 25269 | CUNDINAMARCA | FACATATIVÁ | 22,100 | 13,05 |
| 25279 | CUNDINAMARCA | FÓMEQUE | 47,350 | 4,93 |
| 25281 | CUNDINAMARCA | FOSCA | 40,300 | 6,19 |
| 25286 | CUNDINAMARCA | FUNZA | 19,890 | 9,31 |
| 25288 | CUNDINAMARCA | FÚQUENE | 43,400 | 11,30 |
| 25290 | CUNDINAMARCA | FUSAGASUGÁ | 23,170 | 17,80 |
| 25293 | CUNDINAMARCA | GACHALÁ | 52,840 | 10,34 |
| 25295 | CUNDINAMARCA | GACHANCIPÁ | 30,870 | 5,68 |
| 25297 | CUNDINAMARCA | GACHETÁ | 45,470 | 16,93 |
| 25299 | CUNDINAMARCA | GAMA | 46,070 | 12,24 |
| 25307 | CUNDINAMARCA | GIRARDOT | 22,350 | 31,45 |
| 25312 | CUNDINAMARCA | GRANADA | 35,420 | 6,91 |
| 25317 | CUNDINAMARCA | GUACHETÁ | 42,610 | 17,49 |
| 25320 | CUNDINAMARCA | GUADUAS | 45,750 | 28,33 |
| CÓDIGO DANE | DEPTO. | MUNICIPIO | IR | IRF |
| 25322 | CUNDINAMARCA | GUASCA | 45,730 | 2,86 |
| 25324 | CUNDINAMARCA | GUATAQUÍ | 47,720 | 24,09 |
| 25326 | CUNDINAMARCA | GUATAVITA | 47,910 | 13,03 |
| 25328 | CUNDINAMARCA | GUAY DE SÍQUIMA | 42,050 | 16,92 |
| 25335 | CUNDINAMARCA | GUAYABETAL | 48,430 | 23,29 |
| 25339 | CUNDINAMARCA | GUTIÉRREZ | 55,930 | 5,29 |
| 25368 | CUNDINAMARCA | JERUSALÉN | 54,080 | 23,93 |
| 25372 | CUNDINAMARCA | JUNÍN | 48,400 | 14,59 |
| 25377 | CUNDINAMARCA | LA CALERA | 39,750 | 8,33 |
| 25386 | CUNDINAMARCA | LA MESA | 32,750 | 16,72 |
| 25394 | CUNDINAMARCA | LA PALMA | 44,250 | 42,05 |
| 25398 | CUNDINAMARCA | LA PEÑA | 43,460 | 36,88 |
| 25402 | CUNDINAMARCA | LA VEGA | 39,310 | 28,90 |
| 25407 | CUNDINAMARCA | LENGUAZAQUE | 42,860 | 11,76 |
| 25426 | CUNDINAMARCA | MACHETÁ | 48,090 | 3,28 |
| 25430 | CUNDINAMARCA | MADRID | 24,300 | 4,30 |
| 25436 | CUNDINAMARCA | MANTA | 45,450 | 13,78 |
| 25438 | CUNDINAMARCA | MEDINA | 57,770 | 35,76 |
| 25473 | CUNDINAMARCA | MOSQUERA | 22,770 | 4,11 |
| 25483 | CUNDINAMARCA | NARIÑO | 45,430 | 21,28 |
| 25486 | CUNDINAMARCA | NEMOCÓN | 37,530 | 7,32 |
| 25488 | CUNDINAMARCA | NILO | 41,090 | 23,70 |
| 25489 | CUNDINAMARCA | NIMAIMA | 39,120 | 34,50 |
| 25491 | CUNDINAMARCA | NOCAIMA | 37,460 | 34,48 |
| 25513 | CUNDINAMARCA | PACHO | 42,320 | 20,70 |
| 25518 | CUNDINAMARCA | PAIME | 48,280 | 69,56 |
| 25524 | CUNDINAMARCA | PANDI | 40,140 | 25,69 |
| 25530 | CUNDINAMARCA | PARATEBUENO | 58,590 | 34,87 |
| 25535 | CUNDINAMARCA | PASCA | 41,880 | 12,53 |
| 25572 | CUNDINAMARCA | PUERTO SALGAR | 49,150 | 58,95 |
| 25580 | CUNDINAMARCA | PULÍ | 52,350 | 17,83 |
| 25592 | CUNDINAMARCA | QUEBRADANEGRA | 42,440 | 30,12 |
| 25594 | CUNDINAMARCA | QUETAME | 41,990 | 11,12 |
| 25596 | CUNDINAMARCA | QUIPILE | 40,98 | 16,39 |
| 25612 | CUNDINAMARCA | RICAURTE | 41,330 | 27,67 |
| 25645 | CUNDINAMARCA | SAN ANTONIO TEQUENDAMA | 34,450 | 8,51 |
| 25649 | CUNDINAMARCA | SAN BERNARDO | 43,050 | 18,76 |
| 25653 | CUNDINAMARCA | SAN CAYETANO | 52,490 | 28,52 |
| 25658 | CUNDINAMARCA | SAN FRANCISCO | 40,780 | 27,41 |
| 25662 | CUNDINAMARCA | SAN JUAN RIO SECO | 47,000 | 20,79 |
| 25718 | CUNDINAMARCA | SASAIMA | 38,730 | 39,05 |
| 25736 | CUNDINAMARCA | SESQUILÉ | 41,180 | 1,17 |
| 25740 | CUNDINAMARCA | SIBATÉ | 28,440 | 3,27 |
| 25743 | CUNDINAMARCA | SILVANIA | 34,120 | 23,90 |
| 25745 | CUNDINAMARCA | SIMIJACA | 39,210 | 10,76 |
| 25754 | CUNDINAMARCA | SOACHA | 11,860 | 6,19 |
| 25758 | CUNDINAMARCA | SOPÓ | 32,350 | 7,98 |
| 25769 | CUNDINAMARCA | SUBACHOQUE | 41,480 | 8,12 |
| 25772 | CUNDINAMARCA | SUESCA | 40,250 | -1,11 |
| 25777 | CUNDINAMARCA | SUPATÁ | 45,520 | 22,18 |
| 25779 | CUNDINAMARCA | SUSA | 40,140 | 18,38 |
| 25781 | CUNDINAMARCA | SUTATAUSA | 41,680 | 8,33 |
| 25785 | CUNDINAMARCA | TABIO | 29,820 | 6,66 |
| 25793 | CUNDINAMARCA | TAUSA | 45,860 | 12,82 |
| 25797 | CUNDINAMARCA | TENA | 34,080 | 14,15 |
| 25799 | CUNDINAMARCA | TENJO | 33,540 | 7,86 |
| 25805 | CUNDINAMARCA | TIBACUY | 41,030 | 18,24 |
| 25807 | CUNDINAMARCA | TIBIRITA | 43,740 | 13,58 |
| 25815 | CUNDINAMARCA | TOCAIMA | 40,420 | 20,62 |
| 25817 | CUNDINAMARCA | TOCANCIPÁ | 28,340 | 12,30 |
| 25823 | CUNDINAMARCA | TOPAIPÍ | 47,980 | 51,36 |
| 25839 | CUNDINAMARCA | UBALÁ | 45,890 | 9,79 |
| 25841 | CUNDINAMARCA | UBAQUE | 39,870 | 6,46 |
| 25843 | CUNDINAMARCA | UBATÉ | 42,990 | 8,40 |
| 25845 | CUNDINAMARCA | UNE | 43,100 | 2,04 |
| 25851 | CUNDINAMARCA | ÚTICA | 45,370 | 29,55 |
| 25506 | CUNDINAMARCA | VENECIA | 43,440 | 23,74 |
| 25862 | CUNDINAMARCA | VERGARA | 41,820 | 32,17 |
| 25867 | CUNDINAMARCA | VIANÍ | 29,280 | 17,34 |
| 25871 | CUNDINAMARCA | VILLAGÓMEZ | 47,490 | 48,04 |
| 25873 | CUNDINAMARCA | VILLAPINZÓN | 41,740 | 3,80 |
| 25875 | CUNDINAMARCA | VILLETA | 33,920 | 31,64 |
| 25878 | CUNDINAMARCA | VIOTÁ | 39,960 | 24,19 |
| 25885 | CUNDINAMARCA | YACOPÍ | 53,760 | 57,96 |
| 25898 | CUNDINAMARCA | ZIPACÓN | 38,090 | 8,55 |
| 25899 | CUNDINAMARCA | ZIPAQUIRA | 25,490 | 15,19 |
| 94343 | GUAINÍA | BARRANCO MINAS | 87,150 | 24,61 |
| CÓDIGO DANE | DEPTO. | MUNICIPIO | IR | IRF |
| 94886 | GUAINÍA | CACAHUAL | 85,310 | 23,44 |
| 94001 | GUAINÍA | INÍRIDA | 80,940 | 22,97 |
| 94885 | GUAINÍA | LA GUADALUPE | 96,050 | 23,23 |
| 94663 | GUAINÍA | MAPIRIPANA | 84,240 | 24,51 |
| 94888 | GUAINÍA | MORICHAL NUEVO | 99,790 | 28,24 |
| 94887 | GUAINÍA | PANA PANA | 93,420 | 23,87 |
| 94884 | GUAINÍA | PUERTO COLOMBIA | 93,160 | 22,29 |
| 94883 | GUAINÍA | SAN FELIPE | 89,150 | 7,00 |
| 95015 | GUAVIARE | CALAMAR | 80,940 | 26,33 |
| 95025 | GUAVIARE | EL RETORNO | 76,620 | 34,57 |
| 95200 | GUAVIARE | MIRAFLORES | 81,230 | 25,58 |
| 95001 | GUAVIARE | SAN JOSÉ GUAVIARE | 70,200 | 28,55 |
| 41006 | HUILA | ACEVEDO | 46,740 | 20,58 |
| 41013 | HUILA | AGRADO | 49,610 | 12,29 |
| 41016 | HUILA | AIPE | 50,320 | 25,41 |
| 41020 | HUILA | ALGECIRAS | 47,750 | 17,60 |
| 41026 | HUILA | ALTAMIRA | 53,570 | 17,97 |
| 41078 | HUILA | BARAYA | 56,660 | 15,69 |
| 41132 | HUILA | CAMPOALEGRE | 43,140 | 13,16 |
| 41206 | HUILA | COLOMBIA | 60,350 | 16,18 |
| 41244 | HUILA | ELÍAS | 47,630 | 7,23 |
| 41298 | HUILA | GARZÓN | 39,820 | 10,52 |
| 41306 | HUILA | GIGANTE | 45,090 | 21,67 |
| 41319 | HUILA | GUADALUPE | 43,650 | 18,82 |
| 41349 | HUILA | HOBO | 48,800 | 21,36 |
| 41357 | HUILA | IQUIRA | 49,640 | 24,76 |
| 41359 | HUILA | ISNOS | 44,440 | 17,23 |
| 41378 | HUILA | LA ARGENTINA | 49,170 | 7,73 |
| 41396 | HUILA | LA PLATA | 43,790 | 20,40 |
| 41483 | HUILA | NÁTAGA | 46,440 | 10,86 |
| 41001 | HUILA | NEIVA | 32,320 | 15,29 |
| 41503 | HUILA | OPORAPA | 43,18 | 8,29 |
| 41518 | HUILA | PAICOL | 53,570 | 15,05 |
| 41524 | HUILA | PALERMO | 48,910 | 19,30 |
| 41530 | HUILA | PALESTINA | 45,200 | 17,73 |
| 41548 | HUILA | PITAL | 43,760 | 10,27 |
| 41551 | HUILA | PITALITO | 37,030 | 16,27 |
| 41615 | HUILA | RIVERA | 45,750 | 25,30 |
| 41660 | HUILA | SALADOBLANCO | 52,150 | 5,75 |
| 41668 | HUILA | SAN AGUSTÍN | 52,640 | 17,87 |
| 41676 | HUILA | SANTA MARÍA | 49,130 | 19,90 |
| 41770 | HUILA | SUAZA | 49,620 | 18,28 |
| 41791 | HUILA | TARQUÍ | 47,110 | 16,34 |
| 41799 | HUILA | TELLO | 50,610 | 15,78 |
| 41801 | HUILA | TERUEL | 54,990 | 26,08 |
| 41797 | HUILA | TESALIA | 51,660 | 15,20 |
| 41807 | HUILA | TIMANÁ | 39,980 | 8,13 |
| 41872 | HUILA | VILLAVIEJA | 55,030 | 16,48 |
| 41885 | HUILA | YAGUARA | 51,150 | 19,56 |
| 44035 | GUAJIRA | ALBANIA | 48,230 | 17,89 |
| 44078 | GUAJIRA | BARRANCAS | 48,990 | 16,95 |
| 44090 | GUAJIRA | DIBULLA | 54,900 | 35,41 |
| 44098 | GUAJIRA | DISTRACCIÓN | 44,900 | 27,65 |
| 44110 | GUAJIRA | EL MOLINO | 49,450 | 33,64 |
| 44279 | GUAJIRA | FONSECA | 44,580 | 19,99 |
| 44378 | GUAJIRA | HATO NUEVO | 42,570 | 17,03 |
| 44420 | GUAJIRA | LA JAGUA DEL PILAR | 54,480 | 41,75 |
| 44430 | GUAJIRA | MAICAO | 43,890 | 22,47 |
| 44560 | GUAJIRA | MANAURE | 47,890 | 14,53 |
| 44001 | GUAJIRA | RIOHACHA | 44,220 | 22,93 |
| 44650 | GUAJIRA | SAN JUAN DEL CESAR | 49,900 | 20,28 |
| 44847 | GUAJIRA | URIBIA | 57,090 | 8,41 |
| 44855 | GUAJIRA | URUMITA | 44,860 | 31,46 |
| 44874 | GUAJIRA | VILLANUEVA | 40,740 | 43,78 |
| 47030 | MAGDALENA | ALGARROBO | 48,540 | 31,15 |
| 47053 | MAGDALENA | ARACATACA | 49,790 | 35,57 |
| 47058 | MAGDALENA | ARIGUANÍ | 50,280 | 39,17 |
| 47161 | MAGDALENA | CERRO SAN ANTONIO | 44,270 | 26,87 |
| 47170 | MAGDALENA | CHÍVOLO | 48,680 | 39,70 |
| 47189 | MAGDALENA | CIÉNAGA | 38,800 | 26,37 |
| 47205 | MAGDALENA | CONCORDIA | 39,540 | 37,32 |
| 47245 | MAGDALENA | EL BANCO | 44,580 | 67,88 |
| 47258 | MAGDALENA | EL PIÑON | 47,680 | 32,78 |
| 47268 | MAGDALENA | EL RETÉN | 39,960 | 36,17 |
| 47288 | MAGDALENA | FUNDACIÓN | 42,190 | 36,64 |
| 47318 | MAGDALENA | GUAMAL | 47,060 | 33,99 |
| 47460 | MAGDALENA | NUEVA GRANADA | 53,020 | 47,26 |
| CÓDIGO DANE | DEPTO. | MUNICIPIO | IR | IRF |
| 47541 | MAGDALENA | PEDRAZA | 49,680 | 37,63 |
| 47545 | MAGDALENA | PIJIÑO DEL CARMEN | 52,210 | 41,81 |
| 47551 | MAGDALENA | PIVIJAY | 50,180 | 36,72 |
| 47555 | MAGDALENA | PLATO | 47,980 | 31,80 |
| 47570 | MAGDALENA | PUEBLOVIEJO | 45,300 | 20,36 |
| 47605 | MAGDALENA | REMOLINO | 52,300 | 30,46 |
| 47660 | MAGDALENA | SABANAS DE SAN ÁNGEL | 55,720 | 40,93 |
| 47675 | MAGDALENA | SALAMINA | 43,470 | 29,91 |
| 47692 | MAGDALENA | SAN S BUENAVISTA | 48,030 | 34,32 |
| 47703 | MAGDALENA | SAN ZENÓN | 48,760 | 49,93 |
| 47707 | MAGDALENA | SANTA ANA | 52,360 | 42,85 |
| 47720 | MAGDALENA | SANTA BÁRBARA DE PINTO | 51,300 | 36,18 |
| 47001 | MAGDALENA | SANTA MARTA | 32,830 | 13,51 |
| 47745 | MAGDALENA | SITIONUEVO | 46,610 | 21,92 |
| 47798 | MAGDALENA | TENERIFE | 49,650 | 32,52 |
| 47960 | MAGDALENA | ZAPAYÁN | 50,160 | 40,81 |
| 47980 | MAGDALENA | ZONA BANANERA | 35,330 | 38,32 |
| 50006 | META | ACACÍAS | 43,160 | 37,96 |
| 50110 | META | BARRANCA DE UPÍA | 59,580 | 32,12 |
| 50124 | META | CABUYARO | 64,870 | 27,07 |
| 50150 | META | CASTILLA L NUEVA | 53,970 | 34,59 |
| 50223 | META | CUBARRAL | 61,780 | 34,21 |
| 50226 | META | CUMARAL | 49,080 | 52,76 |
| 50245 | META | EL CALVARIO | 56,410 | 16,02 |
| 50251 | META | EL CASTILLO | 55,260 | 33,75 |
| 50270 | META | EL DORADO | 48,460 | 34,39 |
| 50287 | META | FUENTE DE ORO | 52,870 | 32,11 |
| 50313 | META | GRANADA | 36,370 | 31,39 |
| 50318 | META | GUAMAL | 52,150 | 36,13 |
| 50350 | META | LA MACARENA | 71,61 | 28,28 |
| 50400 | META | LEJANÍAS | 55,500 | 32,06 |
| 50325 | META | MAPIRIPÁN | 77,740 | 27,24 |
| 50330 | META | MESETAS | 64,230 | 33,39 |
| 50450 | META | PUERTO CONCORDIA | 58,520 | 28,11 |
| 50568 | META | PUERTO GAITÁN | 78,000 | 28,99 |
| 50577 | META | PUERTO LLERAS | 65,510 | 26,39 |
| 50573 | META | PUERTO LÓPEZ | 65,330 | 28,27 |
| 50590 | META | PUERTO RICO | 65,060 | 27,98 |
| 50606 | META | RESTREPO | 47,500 | 52,46 |
| 50680 | META | SAN CARLOS GUAROA | 58,940 | 28,33 |
| 50683 | META | SAN JUAN DE ARAMA | 59,810 | 23,17 |
| 50686 | META | SAN JUANITO | 57,010 | 16,15 |
| 50689 | META | SAN MARTÍN | 66,500 | 34,98 |
| 50370 | META | LA URIBE | 70,850 | 22,72 |
| 50001 | META | VILLAVICENCIO | 29,790 | 53,23 |
| 50711 | META | VISTA HERMOSA | 65,930 | 33,06 |
| 52019 | NARIÑO | ALBÁN | 29,890 | 15,91 |
| 52022 | NARIÑO | ALDANA | 39,560 | 6,24 |
| 52036 | NARIÑO | ANCUYÁ | 40,090 | 4,60 |
| 52051 | NARIÑO | ARBOLEDA | 40,200 | 5,08 |
| 52079 | NARIÑO | BARBACOAS | 59,550 | 44,39 |
| 52083 | NARIÑO | BELÉN | 38,510 | 13,57 |
| 52110 | NARIÑO | BUESACO | 48,350 | 2,53 |
| 52240 | NARIÑO | CHACHAGUÍ | 42,980 | 13,18 |
| 52203 | NARIÑO | COLÓN | 38,240 | 15,73 |
| 52207 | NARIÑO | CONSACA | 43,160 | 4,50 |
| 52210 | NARIÑO | CONTADERO | 38,860 | -0,15 |
| 52215 | NARIÑO | CÓRDOBA | 48,510 | -2,00 |
| 52224 | NARIÑO | CUASPUD | 39,960 | 8,57 |
| 52227 | NARIÑO | CUMBAL | 51,510 | -2,21 |
| 52233 | NARIÑO | CUMBITARA | 50,900 | 4,36 |
| 52250 | NARIÑO | EL CHARCO | 59,900 | 21,32 |
| 52254 | NARIÑO | EL PEÑOL | 46,430 | 2,89 |
| 52256 | NARIÑO | EL ROSARIO | 53,880 | 3,01 |
| 52258 | NARIÑO | EL TABLÓN | 48,160 | 6,40 |
| 52260 | NARIÑO | EL TAMBO | 46,330 | 10,52 |
| 52520 | NARIÑO | FRNCISCO PIZARRO | 54,750 | 30,06 |
| 52287 | NARIÑO | FUNES | 55,460 | 0,42 |
| 52317 | NARIÑO | GUACHUCAL | 41,830 | -3,01 |
| 52320 | NARIÑO | GUAITARILLA | 41,120 | 8,48 |
| 52323 | NARIÑO | GUALMATAN | 37,390 | -1,28 |
| 52352 | NARIÑO | ILES | 42,380 | -1,60 |
| 52354 | NARIÑO | IMUES | 42,570 | -0,60 |
| 52356 | NARIÑO | IPIALES | 45,080 | 9,08 |
| 52378 | NARIÑO | LA CRUZ | 44,110 | 12,18 |
| 52381 | NARIÑO | LA FLORIDA | 43,210 | 5,14 |
| 52385 | NARIÑO | LA LLANADA | 52,610 | 9,41 |
| CÓDIGO DANE | DEPTO. | MUNICIPIO | IR | IRF |
| 52390 | NARIÑO | LA TOLA | 54,430 | 21,02 |
| 52399 | NARIÑO | LA UNIÓN | 36,660 | 7,46 |
| 52405 | NARIÑO | LEIVA | 49,300 | 5,63 |
| 52411 | NARIÑO | LINARES | 43,080 | 10,29 |
| 52418 | NARIÑO | LOS ANDES | 55,930 | 2,61 |
| 52427 | NARIÑO | MAGUÍ | 60,830 | 41,78 |
| 52435 | NARIÑO | MALLAMA | 56,540 | 7,40 |
| 52473 | NARIÑO | MOSQUERA | 56,720 | 19,31 |
| 52480 | NARIÑO | NARIÑO | 43,330 | 7,58 |
| 52490 | NARIÑO | OLAYA HERRERA | 52,400 | 19,91 |
| 52506 | NARIÑO | OSPINA | 40,520 | 8,74 |
| 52001 | NARIÑO | PASTO | 32,070 | 0,16 |
| 52540 | NARIÑO | POLICARPA | 50,980 | 3,86 |
| 52560 | NARIÑO | POTOSÍ | 50,400 | -1,54 |
| 52565 | NARIÑO | PROVIDENCIA | 34,650 | 0,80 |
| 52573 | NARIÑO | PUERRES | 52,690 | -1,63 |
| 52585 | NARIÑO | PUPIALES | 39,640 | 6,49 |
| 52612 | NARIÑO | RICAURTE | 57,800 | 30,55 |
| 52621 | NARIÑO | ROBERTO PAYÁN | 59,200 | 28,26 |
| 52678 | NARIÑO | SAMANIEGO | 43,690 | 11,30 |
| 52685 | NARIÑO | SAN BERNARDO | 35,380 | 14,99 |
| 52687 | NARIÑO | SAN LORENZO | 44,210 | 5,96 |
| 52693 | NARIÑO | SAN PABLO | 38,000 | 6,75 |
| 52694 | NARIÑO | SN PEDRO CARTAGO | 39,950 | 15,32 |
| 52683 | NARIÑO | SANDONÁ | 35,040 | 4,22 |
| 52696 | NARIÑO | SANTA BÁRBARA | 58,120 | 36,59 |
| 52699 | NARIÑO | SANTACRUZ | 49,790 | 1,87 |
| 52720 | NARIÑO | SAPUYES | 45,63 | 8,21 |
| 52786 | NARIÑO | TAMINANGO | 44,370 | 7,77 |
| 52788 | NARIÑO | TANGUA | 47,360 | 0,31 |
| 52835 | NARIÑO | TUMACO | 29,751 | 10,55 |
| 52838 | NARIÑO | TÚQUERRES | 37,170 | 5,67 |
| 52885 | NARIÑO | YACUANQUER | 42,220 | -0,90 |
| 54003 | N. STD | ÁBREGO | 51,840 | 25,66 |
| 54051 | N. STD | ARBOLEDAS | 52,860 | 17,54 |
| 54099 | N. STD | BOCHALEMA | 48,390 | 10,34 |
| 54109 | N. STD | BUCARASICA | 54,960 | 25,75 |
| 54128 | N. STD | CÁCHIRA | 53,960 | 14,62 |
| 54125 | N. STD | CÁCOTA | 53,290 | -2,95 |
| 54172 | N. STD | CHINÁCOTA | 41,780 | 9,64 |
| 54174 | N. STD | CHITAGÁ | 59,480 | -0,98 |
| 54206 | N. STD | CONVENCIÓN | 55,270 | 24,90 |
| 54001 | N. STD | CÚCUTA | 28,670 | 19,01 |
| 54223 | N. STD | CUCUTILLA | 51,720 | 11,99 |
| 54239 | N. STD | DURANIA | 51,780 | 12,36 |
| 54245 | N. STD | EL CARMEN | 59,870 | 23,25 |
| 54250 | N. STD | EL TARRA | 56,500 | 48,31 |
| 54261 | N. STD | EL ZULIA | 48,290 | 17,96 |
| 54313 | N. STD | GRAMALOTE | 47,670 | 17,99 |
| 54344 | N. STD | HACARÍ | 52,610 | 18,64 |
| 54347 | N. STD | HERRÁN | 47,700 | 3,26 |
| 54385 | N. STD | LA ESPERANZA | 54,000 | 31,23 |
| 54398 | N. STD | LA PLAYA | 49,710 | 17,81 |
| 54377 | N. STD | LABATECA | 52,060 | 2,28 |
| 54405 | N. STD | LOS PATIOS | 28,240 | 10,96 |
| 54418 | N. STD | LOURDES | 48,380 | 14,96 |
| 54480 | N. STD | MUTISCUA | 50,870 | 7,93 |
| 54498 | N. STD | OCAÑA | 36,140 | 20,23 |
| 54518 | N. STD | PAMPLONA | 35,860 | 7,02 |
| 54520 | N. STD | PAMPLONITA | 50,440 | 11,82 |
| 54553 | N. STD | PUERTO SANTANDER | 36,530 | 26,42 |
| 54599 | N. STD | RAGONVALIA | 43,710 | 4,71 |
| 54660 | N. STD | SALAZAR | 53,540 | 27,01 |
| 54670 | N. STD | SAN CALIXTO | 50,640 | 29,22 |
| 54673 | N. STD | SAN CAYETANO | 49,460 | 19,14 |
| 54680 | N. STD | SANTIAGO | 56,090 | 20,81 |
| 54720 | N. STD | SARDINATA | 55,930 | 28,98 |
| 54743 | N. STD | SILOS | 53,560 | 3,75 |
| 54800 | N. STD | TEORAMA | 54,910 | 28,15 |
| 54810 | N. STD | TIBÚ | 57,770 | 50,36 |
| 54820 | N. STD | TOLEDO | 57,740 | 2,02 |
| 54871 | N. STD | VILLA CARO | 56,920 | 10,47 |
| 54874 | N. STD | VILLA DEL ROSARIO | 25,450 | 15,27 |
| 86219 | PUTUMAYO | COLÓN | 51,810 | 2,84 |
| 86001 | PUTUMAYO | MOCOA | 52,220 | 21,70 |
| 86320 | PUTUMAYO | ORITO | 53,970 | 23,41 |
| 86568 | PUTUMAYO | PUERTO ASÍS | 55,560 | 24,19 |
| CÓDIGO DANE | DEPTO. | MUNICIPIO | IR | IRF |
| 86569 | PUTUMAYO | PUERTO CAICEDO | 57,150 | 23,97 |
| 86571 | PUTUMAYO | PUERTO GUZMÁN | 66,050 | 27,62 |
| 86573 | PUTUMAYO | PUERTO LEGUÍZAMO | 76,640 | 14,76 |
| 86755 | PUTUMAYO | SAN FRANCISCO | 55,850 | 7,28 |
| 86757 | PUTUMAYO | SAN MIGUEL | 47,310 | 23,23 |
| 86760 | PUTUMAYO | SANTIAGO | 52,040 | 3,20 |
| 86749 | PUTUMAYO | SIBUNDOY | 38,750 | 2,77 |
| 86865 | PUTUMAYO | VALLE GUAMUEZ | 47,210 | 24,81 |
| 86885 | PUTUMAYO | VILLAGARZÓN | 56,950 | 35,96 |
| 63001 | QUINDÍO | ARMENIA | 12,800 | 27,94 |
| 63111 | QUINDÍO | BUENAVISTA | 38,900 | 20,04 |
| 63130 | QUINDÍO | CALARCÁ | 27,940 | 19,92 |
| 63190 | QUINDÍO | CIRCASIA | 29,380 | 27,64 |
| 63212 | QUINDÍO | CÓRDOBA | 41,840 | 19,91 |
| 63272 | QUINDÍO | FILANDIA | 34,750 | 27,02 |
| 63302 | QUINDÍO | GÉNOVA | 46,440 | 29,52 |
| 63401 | QUINDÍO | LA TEBAIDA | 27,180 | 28,05 |
| 63470 | QUINDÍO | MONTENEGRO | 29,530 | 28,70 |
| 63548 | QUINDÍO | PIJAO | 48,060 | 19,35 |
| 63594 | QUINDÍO | QUIMBAYA | 29,840 | 34,51 |
| 63690 | QUINDÍO | SALENTO | 49,450 | 29,14 |
| 66045 | RISARALDA | APÍA | 36,780 | 28,93 |
| 66075 | RISARALDA | BALBOA | 42,700 | 38,97 |
| 66088 | RISARALDA | BELÉN DE UMBRÍA | 34,490 | 41,46 |
| 66170 | RISARALDA | DOS QUEBRADAS | 11,600 | 45,55 |
| 66318 | RISARALDA | GUATICA | 34,35 | 39,80 |
| 66383 | RISARALDA | LA CELIA | 38,740 | 39,32 |
| 66400 | RISARALDA | LA VIRGINIA | 20,110 | 41,61 |
| 66440 | RISARALDA | MARSELLA | 34,170 | 45,24 |
| 66456 | RISARALDA | MISTRATÓ | 48,560 | 30,81 |
| 66001 | RISARALDA | PEREIRA | 21,440 | 41,61 |
| 66572 | RISARALDA | PUEBLO RICO | 51,360 | 31,67 |
| 66594 | RISARALDA | QUINCHÍA | 31,600 | 40,20 |
| 66682 | RISARALDA | SANTA ROSA DE CABAL | 35,010 | 38,93 |
| 66687 | RISARALDA | SANTUARIO | 39,730 | 26,12 |
| 68013 | SANTANDER | AGUADA | 48,250 | 34,62 |
| 68020 | SANTANDER | ALBANIA | 50,680 | 54,12 |
| 68051 | SANTANDER | ARATOCA | 44,860 | 10,15 |
| 68077 | SANTANDER | BARBOSA | 27,290 | 44,86 |
| 68079 | SANTANDER | BARICHARA | 43,820 | 20,49 |
| 68081 | SANTANDER | BARRANCABERMEJA | 35,930 | 48,91 |
| 68092 | SANTANDER | BETULIA | 54,880 | 15,80 |
| 68101 | SANTANDER | BOLÍVAR | 56,070 | 43,46 |
| 68001 | SANTANDER | BUCARAMANGA | 11,390 | 12,18 |
| 68121 | SANTANDER | CABRERA | 49,280 | 32,05 |
| 68132 | SANTANDER | CALIFORNIA | 46,680 | 7,36 |
| 68147 | SANTANDER | CAPITANEJO | 42,430 | 15,56 |
| 68152 | SANTANDER | CARCASÍ | 52,850 | 7,51 |
| 68160 | SANTANDER | CEPITA | 52,480 | 9,51 |
| 68162 | SANTANDER | CERRITO | 54,800 | 10,01 |
| 68167 | SANTANDER | CHARALÁ | 50,110 | 65,47 |
| 68169 | SANTANDER | CHARTA | 49,940 | 7,52 |
| 68176 | SANTANDER | CHIMÁ | 53,030 | 58,67 |
| 68179 | SANTANDER | CHIPATA | 45,230 | 37,98 |
| 68190 | SANTANDER | CIMITARRA | 57,620 | 72,64 |
| 68207 | SANTANDER | CONCEPCIÓN | 53,890 | 16,38 |
| 68209 | SANTANDER | CONFINES | 47,620 | 41,11 |
| 68211 | SANTANDER | CONTRATACIÓN | 49,610 | 56,75 |
| 68217 | SANTANDER | COROMORO | 56,080 | 41,14 |
| 68229 | SANTANDER | CURITÍ | 45,650 | 23,75 |
| 68235 | SANTANDER | EL CARMEN | 52,200 | 45,65 |
| 68245 | SANTANDER | EL GUACAMAYO | 52,200 | 55,59 |
| 68250 | SANTANDER | EL PEÑÓN | 56,450 | 32,86 |
| 68255 | SANTANDER | EL PLAYÓN | 49,420 | 27,76 |
| 68264 | SANTANDER | ENCINO | 60,840 | 43,16 |
| 68266 | SANTANDER | ENCISO | 45,030 | 10,38 |
| 68271 | SANTANDER | FLORIÁN | 48,810 | 46,47 |
| 68276 | SANTANDER | FLORIDABLANCA | 13,510 | 12,20 |
| 68296 | SANTANDER | GALÁN | 54,400 | 18,75 |
| 68298 | SANTANDER | GÁMBITA | 59,050 | 58,09 |
| 68307 | SANTANDER | GIRÓN | 30,760 | 12,88 |
| 68318 | SANTANDER | GUACA | 50,880 | 10,93 |
| 68320 | SANTANDER | GUADALUPE | 47,970 | 59,48 |
| 68322 | SANTANDER | GUAPOTA | 49,040 | 50,81 |
| 68324 | SANTANDER | GUAVATA | 45,030 | 56,64 |
| 68327 | SANTANDER | GÜEPSA | 37,690 | 43,32 |
| 68344 | SANTANDER | HATO | 54,910 | 24,64 |
| CÓDIGO DANE | DEPTO. | MUNICIPIO | IR | IRF |
| 68368 | SANTANDER | JESÚS MARÍA | 49,670 | 44,83 |
| 68370 | SANTANDER | JORDÁN | 49,130 | 13,80 |
| 68377 | SANTANDER | LA BELLEZA | 51,520 | 34,71 |
| 68397 | SANTANDER | LA PAZ | 52,070 | 36,07 |
| 68385 | SANTANDER | LANDÁZURI | 50,760 | 67,69 |
| 68406 | SANTANDER | LEBRIJA | 43,210 | 11,73 |
| 68418 | SANTANDER | LOS SANTOS | 46,580 | 7,98 |
| 68425 | SANTANDER | MACARAVITA | 50,940 | 16,72 |
| 68432 | SANTANDER | MÁLAGA | 30,690 | 10,30 |
| 68444 | SANTANDER | MATANZA | 44,120 | 14,74 |
| 68464 | SANTANDER | MOGOTES | 51,490 | 52,21 |
| 68468 | SANTANDER | MOLAGAVITA | 48,790 | 11,23 |
| 68498 | SANTANDER | OCAMONTE | 43,250 | 52,72 |
| 68500 | SANTANDER | OIBA | 47,240 | 50,66 |
| 68502 | SANTANDER | ONZAGA | 56,940 | 19,85 |
| 68522 | SANTANDER | PALMAR | 37,050 | 34,88 |
| 68524 | SANTANDER | PALMAS DE SOCORRO | 46,910 | 49,51 |
| 68533 | SANTANDER | PÁRAMO | 45,490 | 23,72 |
| 68547 | SANTANDER | PIEDECUESTA | 31,900 | 12,88 |
| 68549 | SANTANDER | PINCHOTE | 41,600 | 23,95 |
| 68572 | SANTANDER | PUENTE NACIONAL | 44,970 | 44,70 |
| 68573 | SANTANDER | PUERTO PARRA | 58,700 | 56,64 |
| 68575 | SANTANDER | PUERTO WILCHES | 52,580 | 59,25 |
| 68615 | SANTANDER | RIONEGRO | 51,27 | 18,20 |
| 68655 | SANTANDER | SABANA DE TORRES | 54,800 | 48,18 |
| 68669 | SANTANDER | SAN ANDRÉS | 47,820 | 13,15 |
| 68673 | SANTANDER | SAN BENITO | 43,410 | 36,00 |
| 68679 | SANTANDER | SAN GIL | 31,410 | 26,63 |
| 68682 | SANTANDER | SAN JOAQUÍN | 52,500 | 22,35 |
| 68684 | SANTANDER | SAN JOSÉ DE MIRANDA | 43,710 | 8,75 |
| 68686 | SANTANDER | SAN MIGUEL | 48,350 | 18,20 |
| 68689 | SANTANDER | SAN VICENTE DE CHUCURÍ | 48,550 | 26,94 |
| 68705 | SANTANDER | SANTA BÁRBARA | 54,960 | 11,63 |
| 68720 | SANTANDER | SANTA HELENA OPÓN | 56,550 | 51,94 |
| 68745 | SANTANDER | SIMÁCOTA | 58,060 | 42,32 |
| 68755 | SANTANDER | SOCORRO | 33,740 | 34,90 |
| 68770 | SANTANDER | SUAITA | 47,530 | 43,90 |
| 68773 | SANTANDER | SUCRE | 53,600 | 48,32 |
| 68780 | SANTANDER | SURATÁ | 57,630 | 8,48 |
| 68820 | SANTANDER | TONA | 52,310 | 14,07 |
| 68855 | SANTANDER | VALLE DE SAN JOSÉ | 43,330 | 30,50 |
| 68861 | SANTANDER | VÉLEZ | 47,410 | 34,32 |
| 68867 | SANTANDER | VETAS | 50,210 | -4,43 |
| 68872 | SANTANDER | VILLANUEVA | 42,300 | 11,35 |
| 68895 | SANTANDER | ZAPATOCA | 49,340 | 19,07 |
| 11001 | BOGOTA, D. C. | BOGOTÁ | 6,130 | 11,96 |
| 70110 | SUCRE | BUENAVISTA | 41,720 | 41,77 |
| 70124 | SUCRE | CAIMITO | 51,110 | 47,34 |
| 70230 | SUCRE | CHALAN | 44,530 | 47,14 |
| 70204 | SUCRE | COLOSO | 44,610 | 45,14 |
| 70215 | SUCRE | COROZAL | 33,730 | 47,42 |
| 70221 | SUCRE | COVEÑAS | 32,650 | 41,26 |
| 70233 | SUCRE | EL ROBLE | 45,760 | 33,38 |
| 70235 | SUCRE | GALERAS | 44,010 | 26,57 |
| 70265 | SUCRE | GUARANDA | 47,610 | 84,30 |
| 70400 | SUCRE | LA UNIÓN | 47,190 | 40,56 |
| 70418 | SUCRE | LOS PALMITOS | 39,720 | 41,27 |
| 70429 | SUCRE | MAJAGUAL | 50,030 | 66,00 |
| 70473 | SUCRE | MORROA | 41,750 | 47,43 |
| 70508 | SUCRE | OVEJAS | 44,600 | 38,33 |
| 70523 | SUCRE | PALMITO | 42,560 | 40,82 |
| 70670 | SUCRE | SAMPUÉS | 35,310 | 41,98 |
| 70678 | SUCRE | SAN BENITO ABAD | 55,410 | 43,62 |
| 70702 | SUCRE | SAN JUAN BETULIA | 41,740 | 45,76 |
| 70708 | SUCRE | SAN MARCOS | 46,140 | 49,74 |
| 70713 | SUCRE | SAN ONOFRE | 45,390 | 42,82 |
| 70717 | SUCRE | SAN PEDRO | 41,080 | 36,29 |
| 70742 | SUCRE | SINCÉ | 39,860 | 47,00 |
| 70001 | SUCRE | SINCELEJO | 22,580 | 46,48 |
| 70771 | SUCRE | SUCRE | 52,830 | 55,78 |
| 70820 | SUCRE | TOLÚ | 42,190 | 38,57 |
| 70823 | SUCRE | TOLUVIEJO | 42,190 | 30,28 |
| 73024 | TOLIMA | ALPUJARRA | 57,290 | 15,47 |
| 73026 | TOLIMA | ALVARADO | 47,890 | 27,02 |
| 73030 | TOLIMA | AMBALEMA | 46,870 | 30,81 |
| 73043 | TOLIMA | ANZOÁTEGUI | 45,560 | 21,16 |
| 73055 | TOLIMA | ARMERO | 47,810 | 34,86 |
| CÓDIGO DANE | DEPTO. | MUNICIPIO | IR | IRF |
| 73067 | TOLIMA | ATACO | 50,870 | 30,35 |
| 73124 | TOLIMA | CAJAMARCA | 45,010 | 21,62 |
| 73148 | TOLIMA | CARMEN DE APICALÁ | 44,510 | 27,87 |
| 73152 | TOLIMA | CASABIANCA | 45,410 | 35,12 |
| 73168 | TOLIMA | CHAPARRAL | 50,370 | 28,26 |
| 73200 | TOLIMA | COELLO | 48,110 | 31,54 |
| 73217 | TOLIMA | COYAIMA | 46,090 | 26,61 |
| 73226 | TOLIMA | CUNDAY | 50,590 | 29,72 |
| 73236 | TOLIMA | DOLORES | 54,400 | 19,62 |
| 73268 | TOLIMA | ESPINAL | 28,390 | 24,82 |
| 73270 | TOLIMA | FALAN | 44,110 | 42,78 |
| 73275 | TOLIMA | FLANDES | 29,850 | 31,44 |
| 73283 | TOLIMA | FRESNO | 36,010 | 49,73 |
| 73319 | TOLIMA | GUAMO | 41,160 | 23,23 |
| 73347 | TOLIMA | HERVEO | 47,690 | 34,24 |
| 73349 | TOLIMA | HONDA | 39,760 | 33,84 |
| 73001 | TOLIMA | IBAGUÉ | 27,400 | 32,76 |
| 73352 | TOLIMA | ICONONZO | 42,300 | 26,49 |
| 73408 | TOLIMA | LÉRIDA | 40,780 | 29,14 |
| 73411 | TOLIMA | LÍBANO | 35,140 | 39,17 |
| 73443 | TOLIMA | MARIQUITA | 38,140 | 50,72 |
| 73449 | TOLIMA | MELGAR | 34,13 | 23,94 |
| 73461 | TOLIMA | MURILLO | 54,280 | 13,52 |
| 73483 | TOLIMA | NATAGAIMA | 49,590 | 36,35 |
| 73504 | TOLIMA | ORTEGA | 46,860 | 26,72 |
| 73520 | TOLIMA | PALOCABILDO | 36,120 | 35,99 |
| 73547 | TOLIMA | PIEDRAS | 52,520 | 20,72 |
| 73555 | TOLIMA | PLANADAS | 53,240 | 30,51 |
| 73563 | TOLIMA | PRADO | 51,120 | 39,68 |
| 73585 | TOLIMA | PURIFICACIÓN | 41,750 | 37,29 |
| 73616 | TOLIMA | RIOBLANCO | 54,490 | 27,04 |
| 73622 | TOLIMA | RONCESVALLES | 57,570 | 3,43 |
| 73624 | TOLIMA | ROVIRA | 47,690 | 31,74 |
| 73671 | TOLIMA | SALDAÑA | 41,030 | 26,38 |
| 73675 | TOLIMA | SAN ANTONIO | 45,850 | 27,09 |
| 73678 | TOLIMA | SAN LUIS | 44,220 | 26,44 |
| 73686 | TOLIMA | SANTA ISABEL | 48,540 | 22,42 |
| 73770 | TOLIMA | SUÁREZ | 49,480 | 26,77 |
| 73854 | TOLIMA | VALLE DE SAN JUAN | 47,260 | 25,76 |
| 73861 | TOLIMA | VENADILLO | 42,800 | 29,87 |
| 73870 | TOLIMA | VILLAHERMOSA | 44,960 | 32,63 |
| 73873 | TOLIMA | VILLARRICA | 53,630 | 32,71 |
| 76020 | VALLE | ALCALÁ | 29,090 | 29,07 |
| 76036 | VALLE | ANDALUCÍA | 33,520 | 21,48 |
| 76041 | VALLE | ANSERMANUEVO | 40,610 | 26,97 |
| 76054 | VALLE | ARGELIA | 41,290 | 16,97 |
| 76100 | VALLE | BOLÍVAR | 50,280 | 17,91 |
| 76109 | VALLE | BUENAVENTURA | 44,210 | 62,37 |
| 76111 | VALLE | BUGA | 34,420 | 24,68 |
| 76113 | VALLE | BUGALAGRANDE | 42,620 | 27,43 |
| 76122 | VALLE | CAICEDONIA | 32,810 | 23,65 |
| 76001 | VALLE | CALI | 10,370 | 18,12 |
| 76126 | VALLE | CALIMA | 51,340 | 16,51 |
| 76130 | VALLE | CANDELARIA | 31,360 | 18,41 |
| 76147 | VALLE | CARTAGO | 24,790 | 26,87 |
| 76233 | VALLE | DAGUA | 45,920 | 13,25 |
| 76243 | VALLE | EL ÁGUILA | 42,350 | 30,10 |
| 76246 | VALLE | EL CAIRO | 44,820 | 13,96 |
| 76248 | VALLE | EL CERRITO | 35,650 | 22,95 |
| 76250 | VALLE | EL DOVIO | 44,400 | 17,64 |
| 76275 | VALLE | FLORIDA | 35,840 | 18,48 |
| 76306 | VALLE | GINEBRA | 39,630 | 22,69 |
| 76318 | VALLE | GUACARÍ | 32,050 | 17,05 |
| 76364 | VALLE | JAMUNDÍ | 35,660 | 23,60 |
| 76377 | VALLE | LA CUMBRE | 44,520 | 14,70 |
| 76400 | VALLE | LA UNIÓN | 30,070 | 17,83 |
| 76403 | VALLE | LA VICTORIA | 42,030 | 19,78 |
| 76497 | VALLE | OBANDO | 40,320 | 24,57 |
| 76520 | VALLE | PALMIRA | 29,110 | 18,08 |
| 76563 | VALLE | PRADERA | 35,430 | 18,29 |
| 76606 | VALLE | RESTREPO | 36,870 | 23,40 |
| 76616 | VALLE | RIOFRÍO | 42,360 | 27,62 |
| 76622 | VALLE | ROLDANILLO | 35,060 | 17,73 |
| 76670 | VALLE | SAN PEDRO | 39,310 | 22,40 |
| 76736 | VALLE | SEVILLA | 38,760 | 31,60 |
| 76823 | VALLE | TORO | 38,550 | 27,36 |
| 76828 | VALLE | TRUJILLO | 42,900 | 30,86 |
| CÓDIGO DANE | DEPTO. | MUNICIPIO | IR | IRF |
| 76834 | VALLE | TULUÁ | 31,780 | 21,38 |
| 76845 | VALLE | ULLOA | 34,950 | 34,27 |
| 76863 | VALLE | VERSALLES | 46,280 | 14,27 |
| 76869 | VALLE | VIJES | 38,840 | 15,87 |
| 76890 | VALLE | YOTOCO | 43,180 | 16,00 |
| 76892 | VALLE | YUMBO | 27,270 | 16,22 |
| 76895 | VALLE | ZARZAL | 36,490 | 27,35 |
| 97161 | VAUPÉS | CARURU | 85,050 | 26,64 |
| 97001 | VAUPÉS | MITU | 77,160 | 25,36 |
| 97511 | VAUPÉS | PACOA | 90,820 | 24,98 |
| 97777 | VAUPÉS | PAPUNAUA | 94,870 | 26,59 |
| 97666 | VAUPÉS | TARAIRA | 96,704 | 22,49 |
| 97889 | VAUPÉS | YAVARATE | 91,980 | 25,69 |
| 99773 | VICHADA | CUMARIBO | 87,300 | 27,88 |
| 99524 | VICHADA | LA PRIMAVERA | 84,570 | 25,65 |
| 99001 | VICHADA | PUERTO CARREÑO | 81,030 | 19,23 |
| 99624 | VICHADA | SANTA ROSALÍA | 81,080 | 23,00 |
Tabla número 7 Listado de causas de interrupción del servicio
| No. | DESCRIPCIÓN APERTURA |
| 1 | Daño, dificultad en atención por alteración del orden público |
| 2 | Defecto en cable cubierto (ecológico) |
| 3 | Línea primaria rota |
| 5 | Defecto en conector |
| 6 | Defecto en poste |
| 7 | Terceros |
| 8 | Árbol o rama sobre líneas |
| 9 | Otros objetos sobre líneas |
| 10 | Seguridad ciudadana |
| 11 | Defecto en corta circuito |
| 12 | Defecto en pararrayos |
| 13 | Defecto en transformador de distribución |
| 14 | Defecto en aisladores |
| 15 | Defecto en cruceta |
| 16 | Defecto en seccionador o switch interruptor |
| 17 | Defecto en otros equipos (reconectador, condensador, regulador, etc.) |
| 18 | Defecto en cable primario aislado o aéreo |
| 19 | Sobrecarga en el circuito |
| 20 | Condiciones atmosféricas |
| 21 | Causa desconocida - ensayo manual |
| 22 | Incumplimiento del contrato de servicios públicos |
| 23 | Fuerza mayor |
| 24 | Apertura para realizar trabajos de poda de árboles |
| 25 | Mantenimiento en redes |
| 28 | Solicitud de particulares |
| 29 | Extensión y/o rectificación en proyectos de terceros |
| 30 | Precaución |
| 31 | Erñor de operación en el sistema de distribución |
| 32 | Daños sobre redes de otros operadores de red |
| 33 | Defecto en equipo |
| 38 | Falla en protecciones |
| 39 | Apertura en redes de otros operadores (programada o no programada) |
| 40 | Mantenimiento de equipos |
PLANES DE INVERSIÓN.
Los OR deben presentar el plan de inversión para el periodo tarifario considerando cinco (5) planes de inversión en las siguientes áreas: expansión, reposición, calidad del servicio, gestión de pérdidas y tecnología.
El OR debe asignar cada uno de los proyectos de inversión a los planes específicos señalados anteriormente.
7.1 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 mercado de comercialización atendido por el OR. Así como las diferentes alternativas consideradas 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 OR en los horizontes de planeación señalados;
d) Las metas definidas por los OR para la expansión, reposición, calidad del servicio, reducción y mantenimiento de los niveles de pérdidas y tecnología deben ser alcanzables en el horizonte de tiempo del plan y deben corresponder con la situación actual y futura del mercado de comercialización;
e) Los planes deben ser flexibles y adaptables a la evolución del mercado de comercialización, además deben considerar los riesgos potenciales y las acciones para mitigarlos;
f) El plan de inversión debe identificar y valorar los beneficios esperados y los costos asociados;
g) Los proyectos deben contar 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 inversión en tecnología 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 070 de 1998 o aquella que la adicione, modifique o sustituya;
k) El plan debe ser viable ambientalmente y considerar el impacto por la aplicación de la Ley 1715 de 2014;
l) Las inversiones deben incluir únicamente activos de uso;
m) El plan debe identificar, cuantificar y excluir de la valoración los proyectos, bienes o derechos que no deban incluirse en el cálculo de las tarifas en los términos del artículo 87 numeral 87.9 de la Ley 142 de 1994, en los términos que haya sido modificado por el artículo 99 de la Ley 1450 de 2011 o por norma posterior;
n) El plan debe identificar, cuantificar y excluir de la valoración los proyectos incluidos y que sean financiados con fondos públicos;
o) El OR debe incluir en el plan de inversión los activos necesarios para la implementación y certificación de un sistema de gestión de activos acorde con la Norma ISO 55001 en un plazo de cuatro (4) años contados a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución.
7.2 PRESENTACIÓN DE LOS PLANES DE INVERSIÓN
En la solicitud de aprobación de cargos para el siguiente periodo tarifario las empresas pueden optar por uno de los siguientes mecanismos:
a) Presentación de un plan de inversiones, con un horizonte de cinco (5) años, con la solicitud de aprobación de cargos enviada a la Comisión;
b) Presentación de un plan de inversiones, con un horizonte de cuatro (4) años, dentro de los 6 a 12 meses siguientes a la expedición de esta resolución. En este caso, la BRAENj,n,t, para el primer año del periodo tarifario se calcula de acuerdo con lo establecido en el numeral 3.1.1.5.
El OR en su solicitud de cargos debe indicar a qué mecanismo se acoge.
7.3 CONTENIDO DE LOS PLANES DE INVERSIÓN
Los OR deben presentar un plan de inversiones para el periodo tarifario indicando para cada año los proyectos de inversión que se acometerán. Los proyectos deben agruparse en planes de inversión en expansión, reposición de activos, en mejoramiento de la calidad del servicio y reducción y mantenimiento de pérdidas. Adicionalmente las empresas pueden presentar un plan de inversión con proyectos asociados a la incorporación de nuevas tecnologías en el sistema.
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.
7.3.1 Plan de inversiones en expansión
El OR debe presentar los proyectos en expansión dentro del plan de inversión de acuerdo con los siguientes lineamientos:
a) Se deben incluir los proyectos de ampliación de la capacidad existente o instalación de nuevas subestaciones o líneas para la atención de nuevas cargas en el sistema en los niveles de tensión 4, 3 y 2;
b) Solamente se deben incluir proyectos de expansión de las redes de uso, los proyectos de conexión de usuarios no deben incluirse en este plan;
c) El OR debe emplear los criterios señalados en el numeral 3.3 del anexo general de la Resolución número 070 de 1998 para la elaboración del plan de inversión;
d) Los proyectos de inversión incluidos en el plan de expansión 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;
e) Se deben asociar a los proyectos de inversión del plan a los escenarios de crecimiento de la demanda e identificar cuáles proyectos pueden ser pospuestos o adelantados si las proyecciones de demanda son reajustadas;
f) Solo se remuneran aquellos activos de nivel de tensión 4 que cuenten con el concepto de la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME). En el caso que los proyectos incluidos en plan de inversiones no cuenten con el concepto serán retirados de la remuneración del OR;
g) No se podrán incluir proyectos de expansión en líneas de los niveles de tensión 3 y 2 cuando las pérdidas no se encuentren cerca del nivel de pérdidas reconocidas;
h) El OR debe clasificar los proyectos del plan 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 sistema debe incluir, como mínimo, la siguiente información:
i) Características y condiciones del mercado de comercialización a la fecha de presentación del plan de inversión. Se deben indicar como mínimo: usuarios, infraestructura empleada, demanda de energía, condiciones de cargabilidad, pérdidas de energía y demás necesarias para caracterizar el mercado;
j) Supuestos empleados para los análisis de evolución del mercado en el horizonte de planeación;
k) Los criterios técnicos y consideraciones ambientales empleados;
l) Los riesgos y externalidades identificadas;
m) Las metas de expansión acordes con los proyectos de inversión incluidos en el plan;
n) Descripción de la metodología de planeación y priorización de proyectos de inversión;
o) Identificación, descripción y valoración de las inversiones asociadas al cumplimiento de los planes de ordenamiento territorial;
p) Descripción de cada uno de los proyectos a ejecutar durante cada año del periodo tarifario, en concordancia con el PIEC;
q) Para las subestaciones de los niveles de tensión 4, 3 y 2, información de la capacidad instalada, capacidad en firme, demanda máxima, proyección del periodo en el cual la demanda va a superar la capacidad de la subestación, etc., de acuerdo con los formatos definidos por la Comisión;
r) Inventario de cada proyecto asimilado a las UC definidas en el Capítulo 14, en el formato establecido por la Comisión para tal fin;
s) Valoración de cada proyecto con las UC definidas por la Comisión en el Capítulo 14;
t) Costos del proyecto asociados con actividades o elementos que no se encuentren definidos en las UC o en la metodología definida por la Comisión;
u) Costo total de cada proyecto, demanda adicional a atender, costo medio del proyecto;
v) 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;
w) Costos de administración, operación y mantenimiento, AOM, adicionales asociados con cada proyecto;
x) Costos totales de AOM asociados con los proyectos de inversión de la categoría expansión;
y) En el nivel de tensión 1 se debe definir un plan con base en criterios como el costo medio por usuario, el crecimiento estimado de usuarios y el costo medio por circuito.
La información debe ser suministrada de acuerdo con los formatos que la Comisión establezca en circular aparte.
7.3.2 Plan de inversiones en reposición
El OR 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 de los niveles de tensión 3 y 2 que por su estado y antigüedad requieren ser reemplazados durante el periodo tarifario;
c) El OR debe clasificar los activos de las subestaciones en activos que requieran ser reemplazados en un periodo menor a dos años, entre dos y cuatro años y más de cuatro años;
d) En el caso de las activos de líneas el OR debe clasificar los circuitos que requieren reposición en conductores, apoyos o elementos en un periodo menor a dos años, entre dos y cuatro años y más de cuatro años;
e) En el caso de elementos de control del sistema el OR debe presentar un plan de reposición de acuerdo con el estado tecnológico de sus equipos;
f) Las empresas deben priorizar los proyectos de reposición de activos considerando la antigüedad de los activos, la carga asociada al activo o conjunto de activos, la vulnerabilidad del sistema ante fallas de los activos, los ahorros en costos de operación y mantenimiento, entre otros;
g) En el caso de activos de nivel de tensión 1, los proyectos de reposición de redes y transformadores de distribución debe incorporar criterios ambientales, técnicos, de antigüedad, de reducción de costos, entre otros;
h) Para cada uno de los proyectos de reposición el OR debe cuantificar y justificar la reducción de costos de operación y mantenimiento asociada al proyecto;
i) Las inversiones en reposición de transformadores y redes de nivel de tensión 1 orientadas a la reducción de pérdidas deben incorporarse en los planes de reducción de pérdidas;
j) Las inversiones orientadas al mejoramiento en la continuidad en la prestación del servicio deben ser incluidas en los planes de calidad del servicio.
Los proyectos del plan de inversión en reposición de activos deben incluir, como mínimo, la siguiente información:
k) Descripción de cada uno de los proyectos a ejecutar durante cada año del periodo tarifario;
l) Inventario de cada proyecto asimilado a las UC definidas por la Comisión en el Capítulo 14;
m) Valoración del proyecto con las UC definidas por la Comisión en Capítulo 14;
n) Costos del proyecto por actividades o elementos que no se encuentren definidos en las unidades constructivas o en la metodología definida por la Comisión;
o) Costo total de cada proyecto y demanda atendida;
p) 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;
q) Beneficios en reducción de costos de AOM por la reposición de los activos por proyecto;
r) Beneficios totales en reducción de costos de AOM por la reposición de activos en el sistema del OR.
La información debe ser suministrada de acuerdo con los formatos que la Comisión establezca en circular aparte.
7.3.3 Plan de inversiones en calidad del servicio
El OR debe presentar los proyectos de inversión para el mejoramiento en la calidad del servicio dentro del plan de inversión de acuerdo con los siguientes lineamientos:
a) Los proyectos de inversión deben estar orientados al mejoramiento en la calidad del servicio a partir de inversiones eficientes en activos que permitan asegurar la continuidad y confiabilidad en la prestación del servicio;
b) Los OR deben presentar los proyectos de inversión para mejorar la calidad del servicio, estos planes deben contener las inversiones requeridas y las metas de mejoramiento de la calidad, medida con base en los indicadores definidos;
c) Las inversiones corresponden a instalación de suplencias, instalación de equipos de corte de circuitos, sistemas de gestión de la distribución, etc.;
d) Los OR deben incluir los niveles las metas anuales de calidad según las inversiones incluidas en los planes de mejoramiento de la calidad del servicio;
e) Los OR que no han entrado en el esquema de calidad definido en la Resolución CREG 097 de 2008 deben incluir dentro de los proyectos de inversión los activos necesarios para cumplir los requisitos señalados en esta resolución y demás normas aplicables.
Los proyectos del plan de inversión en calidad deben incluir, como mínimo, la siguiente información:
f) Descripción de cada uno de los proyectos a ejecutar durante cada año del periodo tarifario;
g) Inventario de cada proyecto asimilado a las UC definidas por la Comisión en el Capítulo 14;
h) Valoración del proyecto con las UC definidas por la Comisión en el Capítulo 14;
i) Costos del proyecto por actividades o elementos que no se encuentren definidos en las unidades constructivas o en la metodología definida por la Comisión;
j) Costo total de cada proyecto e impacto en el mejoramiento de la calidad del servicio;
k) Costo total del grupo de proyectos de inversión en mejoramiento de la calidad, su impacto en el costo de prestación del servicio y como porcentaje de la BRA;
l) Metas de reducción de las interrupciones en la prestación del servicio.
La información debe ser suministrada de acuerdo con los formatos que la Comisión establezca en circular aparte.
7.3.4 Plan de inversiones en reducción de pérdidas
Los OR podrán presentar proyectos de inversión, requeridos para la reducción de pérdidas de energía, que correspondan a la puesta en operación de activos de uso.
Las inversiones que no correspondan a activos de uso deben ser incluidas en el plan de gestión de pérdidas, según lo establecido en el numeral 8.3.
El OR debe presentar los proyectos de inversión en reducción de pérdidas dentro del plan de inversión de acuerdo con los siguientes lineamientos:
a) Los proyectos de inversión deben estar orientados a la reducción de pérdidas de energía eléctrica a partir de inversiones eficientes en activos que permitan asegurar la reducción continua y permanente de los niveles de pérdidas;
b) Los planes deben contener las inversiones requeridas y las metas de reducción de pérdidas, medida con base en los indicadores definidos en esta resolución;
c) Las inversiones corresponden a la instalación de activos de uso como redes antifraude, equipos de medida en transformadores de distribución, transformadores de distribución, etc.
Los proyectos del plan de inversión en reducción de pérdidas deben incluir, como mínimo, la siguiente información:
a) Descripción de cada uno de los proyectos a ejecutar durante cada año del periodo tarifario;
b) Inventario de cada proyecto asimilado a las UC definidas por la Comisión en el Capítulo 14;
c) Valoración del proyecto con las UC definidas por la Comisión en el Capítulo 14;
d) Costos del proyecto por actividades o elementos que no se encuentren definidos en las unidades constructivas o en la metodología definida por la Comisión;
e) Costo total de cada proyecto e impacto en la reducción de pérdidas de energía;
f) Costo total del grupo de proyectos de inversión en reducción de pérdidas, su impacto en el costo de prestación del servicio y como porcentaje de la BRA;
g) Metas de reducción de pérdidas de energía.
La información debe ser suministrada de acuerdo con los formatos que la Comisión establezca en circular aparte.
7.3.5 Plan de inversiones en renovación tecnológica
Los OR podrán presentar proyectos de inversión para la incorporación de nuevas tecnologías en el sistema, 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, reducción de pérdidas, 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.
7.4 APROBACIÓN DE LOS PLANES DE INVERSIÓN
Para la aprobación de los planes de inversión se realizarán 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 planes de inversión;
e) El OR deberá realizar una presentación a la Comisión del 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 no podrá superar el ocho por ciento (8%) de la BRA inicial. Salvo los casos especiales en los cuales el Ministerio de Minas y Energía apruebe un límite superior para expansión de cobertura.
Cuando el plan de inversiones no sea aprobado por incumplimiento de los requisitos, la Comisión solicitará al OR la revisión del mismo y el OR debe presentar su plan ajustado en los términos establecidos en el literal b) del numeral 7.2.
En caso que el plan de inversiones no sea aprobado, la variable BRAENj,n,t se calculará de acuerdo con lo establecido en el numeral 3.1.1.5 para el primer año del periodo tarifario.
7.5 SEGUIMIENTO DE LOS PLANES DE INVERSIÓN
El seguimiento de la ejecución del plan de inversión se realizará considerando como mínimo los siguientes lineamientos:
a) Anualmente el OR deberá presentar un informe sobre la ejecución del plan de inversión en el cual se presente el avance de cada uno de los proyectos y los ajustes 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 SSPD, antes del último día hábil del mes de marzo de cada año. El informe también debe ser publicado en la página web del OR;
c) De igual forma, anualmente se verificarán los indicadores de ejecución de los planes de inversión con base en la información presentada por los OR al SUI y a la CREG;
d) Cada dos años los OR 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 OR 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 OR;
g) Cuando de las verificaciones se concluya que los proyectos de inversión no se han ejecutado de acuerdo con lo reportado, los cargos 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.
7.6 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 8% del valor de la BRA inicial;
c) Para la revisión de la solicitud la Comisión seguirá los pasos establecidos en el numeral 7.4;
d) En caso que la demanda de energía del mercado de comercialización, no crezca o se reduzca en 3 trimestres consecutivos, el OR deberá enviar a la Comisión una evaluación de la viabilidad de la ejecución del plan de inversión en expansión aprobado.
7.7 PUBLICIDAD Y DIFUSIÓN DE LOS PLANES DE INVERSIÓN
El OR deberá adelantar una estrategia de comunicación a los usuarios para difundir el plan de inversión, las metas de expansión, reposición, calidad, reducción y mantenimiento de pérdidas y de tecnología a los usuarios del mercado de comercialización. 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 mercado de comercialización. El informe deberá ser publicado en la página web del OR antes del último día hábil del mes de marzo de cada año;
b) Desarrollo y mantenimiento de un micrositio web con la información asociada a la ejecución del plan de inversión;
c) Publicación anual en un diario de amplia circulación en el mercado de comercialización de un resumen con las metas propuestas y el avance en la ejecución de los proyectos de inversión.
La Comisión, en circular aparte, establecerá el contenido mínimo del informe anual a los usuarios, así como la información que debe ser publicada en el micrositio web y la publicación en el diario.
PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA.
En este Capítulo se definen los métodos a utilizar para la determinación de los índices de pérdidas por nivel de tensión, los índices de pérdidas de referencia de cada nivel de tensión al STN y la metodología para la implementación de los planes de gestión de pérdidas.
8.1 PÉRDIDAS RECONOCIDAS POR NIVEL DE TENSIÓN
Las pérdidas reconocidas por nivel de tensión se determinan de la siguiente manera:
8.1.1 Nivel de tensión 4, Pj,4
Se calcula un índice de pérdidas para cada OR en el nivel de tensión 4 para reconocer la cantidad de la energía perdida por aspectos técnicos de la red, respecto de la energía de entrada a este nivel de tensión, con base en la información de despacho real durante el 2013 y la operación normal de los sistemas.
8.1.2 Niveles de tensión 3 y 2, Pj,3 y Pj,2.
Partiendo de los índices calculados y aprobados para cada OR de acuerdo con la metodología establecida en la Resolución CREG 097 de 2008, en cada nivel de tensión Pj,3 y Pj,2, se revisa si el valor individual de un OR es inferior o superior al valor resultante de calcular la media más la desviación estándar de la población de los índices de pérdidas de todos los OR del país en cada nivel.
En caso que el índice se encuentre por debajo de la referencia se continuará con el índice vigente. En caso contrario, el OR debe efectuar el cálculo de pérdidas de energía modelando la totalidad de la red con la información de redes y equipos del nivel de tensión que corresponda, junto con sus curvas de carga, y presentar a la CREG la totalidad de la información base de cálculo para su revisión.
Cuando un OR no presente información al respecto, no cuente con la totalidad de la información de que trata la Circular número 015 de 2007 para la red de su responsabilidad o en caso de que se encuentren inconsistencias en la información presentada que no permitan revisar los cálculos, se le asignará el valor resultante de restar una desviación estándar a la media aritmética de los índices de pérdidas del nivel de tensión 2 o 3 vigentes a la fecha de corte.
Cuando un OR haya presentado un modelo con la simulación de la totalidad de su red en el nivel de tensión 2 o 3, se determina el índice resultante de dicha simulación siempre y cuando el modelo contenga la información reportada a la CREG en cumplimiento de lo solicitado en la Circular CREG 015 de 2007, cumpla con los parámetros técnicos estipulados en la regulación y la energía circulante por las redes de dicho nivel de tensión en un año no supere la energía de entrada a dicho nivel de tensión declarada por el OR.
8.1.3 Nivel de tensión 1, Pj,1
El cálculo de este índice se debe efectuar dependiendo de la presentación del estudio de pérdidas con base en lo establecido en la Resolución CREG 172 de 2011, de la siguiente manera:
8.1.3.1 OR que presentaron estudio según la Resolución CREG 172 de 2011
Un OR que cuente con resolución particular de aprobación del índice de pérdidas del nivel de tensión 1, conforme a lo establecido en el artículo 5o de la Resolución CREG 172 de 2011, aplicará los factores aprobados, hasta el año 4 de aprobación de cargos con base en lo establecido en la presente resolución.
Siempre que el índice de pérdidas del nivel de tensión 1 real del OR, calculado con base en lo establecido en el numeral 8.3.6.2 a 31 de diciembre del año 4 de aplicación de los cargos calculados con base en la metodología de la presente resolución, sea inferior al índice de pérdidas de nivel de tensión 1 aprobado para el OR aplicable a partir del 1o de enero del 2015, el factor Pj,1 aplicable a partir del año 5 será calculado con base en la siguiente expresión:
Donde:
| Pj,1: | Índice de pérdidas del nivel de tensión 1 del OR j a aplicar a partir del 5 año calendario de aplicación de los cargos calculados con base en la metodología de la presente resolución. |
| Pcj,1,s: | Índice de pérdidas del nivel de tensión 1 del OR j calculado acorde con lo establecido en el numeral 8.3.6.2 a 31 de diciembre del año 4 de aplicación de los cargos calculados con base en la metodología de la presente resolución. |
| Pj,1,f: | Índice de pérdidas calculado del nivel de tensión 1 del OR j, según con lo establecido en el numeral 8.1.3.3. |
Cuando el índice de pérdidas del nivel de tensión 1 real del OR, calculado con base en lo establecido en el numeral 8.3.6.2 al finalizar el año 4 de la aplicación de cargos con base en lo establecido en esta resolución, sea superior o igual al índice de pérdidas de nivel de tensión 1 aprobado para el OR aplicable a partir del 1o de enero del 2015, el factor Pj,1 aplicable a partir del año 5 será calculado con base en la siguiente expresión:
Donde:
| Pj,1: | Índice de pérdidas del nivel de tensión 1 del OR j a aplicar a partir del 5 año calendario de aplicación de los cargos calculados con base en la metodología de la presente resolución. |
| Pj,1,e: | Índice de pérdidas del nivel de tensión 1 aprobado para el OR j, con base en lo establecido en la Resolución CREG 172 de 2011, aplicable a partir del 1o de enero de 2015. |
| Pj,1,f: | Índice de pérdidas calculado del nivel de tensión 1 del OR j, según lo establecido en el numeral 8.1.3.3. |
8.1.3.2 OR que no presentaron estudio según la Resolución CREG 172 de 2011
El OR que no presentó estudio, conforme a lo establecido en el artículo 5o de la Resolución CREG 172 de 2011, aplicará el factor calculado con base en la siguiente expresión:
Donde:
| Pj,1,t: | Índice de pérdidas del nivel de tensión 1 del OR j a aplicar en el año calendario t de aplicación de los cargos calculados con base en la metodología de la presente resolución. |
| Pcj,1,s: | Índice de pérdidas del nivel de tensión 1 del OR j calculado acorde con lo establecido en el numeral 8.3.6.2 a la fecha de corte (s=0). |
| Pj,1,f: | Índice de pérdidas esperado al final del período del nivel de tensión 1 del OR j acorde con lo establecido en el numeral 8.1.3.3. |
| t: | Año de aplicación de los cargos calculados con base en lo establecido en la presente resolución, con t variando entre 0 y 4. En el primer año calendario de aplicación de cargos la variable t es igual a cero, t = 0. |
8.1.3.3 Cálculo de la variable Pj,1,f
Índice de pérdidas técnicas y no técnicas de referencia del OR j se calcula con base en la siguiente expresión:
Donde:
| PTj,1: | Índice de pérdidas técnicas del OR j del nivel de tensión 1 según la Tabla número 6.2 del documento “Cálculo de Pérdidas Técnicas en el Nivel de Tensión 1” de la Circular CREG 052 de 2010. |
| PNTj,1,m: | Índice de pérdidas no técnicas de referencia del nivel de tensión 1, en porcentaje, calculado según la siguiente expresión: |
Donde:
LRj: km de líneas de nivel de tensión 2 rurales reportadas en la base de datos de la CREG.
En caso de no contar con el factor de pérdidas técnicas de algún OR, dicho agente debe efectuar el cálculo de pérdidas de energía modelando la totalidad de la red en este nivel de tensión y presentar a la CREG la totalidad de la información base de cálculo para su revisión. En caso de no presentar información al respecto o en caso de que se encuentren inconsistencias en la información presentada que no permitan revisar los cálculos, se le asignará a dicho OR un valor inferior en 0,5 puntos porcentuales al menor índice de pérdidas técnicas calculado para los otros OR en el país.
Cuando un OR haya presentado un modelo con la simulación de la totalidad de su red en este nivel de tensión, se determina el índice resultante de dicha simulación siempre y cuando el modelo contenga información que cumpla con los parámetros técnicos estipulados en la regulación y la energía circulante por las redes de dicho nivel de tensión en un año no supere la energía de entrada a dicho nivel de tensión declarada por el OR.
8.2 DETERMINACIÓN DE LOS FACTORES PARA REFERIR AL STN
Los factores de cada nivel de tensión para referir las medidas de energía al STN, considerando las pérdidas de energía eficientes de los STR o SDL, se determinarán, para cada OR, siguiendo las siguientes expresiones:
Nivel de tensión 4:
Donde:
| PR4,j: | Factor para referir las medidas de energía del nivel de tensión 4 del OR j al STN. |
| Pj,4: | Pérdidas a reconocer en el nivel de tensión 4 al OR j, determinadas para cada sistema según lo establecido en el numeral 8.1.1 del presente anexo. |
Nivel de tensión 3:
Donde:
| PR3,j: | Factor para referir las medidas de energía del nivel de tensión 3 del OR j al STN. |
| Pj,3: | Pérdidas a reconocer en el nivel de tensión 3 del OR j, según lo establecido en el numeral 8.1.2. |
| Pj,4: | Pérdidas a reconocer en el nivel de tensión 4 al OR j, determinadas para cada sistema según lo establecido en el numeral 8.1.1 del presente anexo. |
| Fej,n-3: | Flujo de energía anual entre el nivel de tensión n, n es STN o 4, y el nivel de tensión 3 del OR j (MWh-año), de acuerdo con el balance de energía que se realiza según lo descrito en el numeral 8.3.6. y considerando los factores del numeral 8.1. |
| Pj,STN-3: | Pérdidas de transformación para referir las medidas de energía del nivel de tensión 3 al STN e iguales a 0,23%. |
Nivel de tensión 2:
Donde:
| PR2,j: | Factor para referir las medidas de energía del nivel de tensión 2 del OR j al STN. |
| Pj,2: | Pérdidas a reconocer en el nivel de tensión 2 del OR j, según lo establecido en el numeral 8.1.2. |
| Pj,4: | Pérdidas a reconocer en el nivel de tensión 4 al OR j, determinadas para cada sistema según lo establecido en el numeral 8.1.1 del presente anexo. |
| Pj,3: | Pérdidas a reconocer en el nivel de tensión 3 del OR j, según lo establecido en el numeral 8.1.2. |
| Fej,n-2: | Flujo de energía anual entre el nivel de tensión n, n es STN, 4 o 3, y el nivel de tensión 2 del OR j (MWh-año), de acuerdo con el balance de energía que se realiza según lo descrito en el numeral 8.3.6. y considerando los factores del numeral 8.1. |
| Pj,STN-2: | Pérdidas de transformación para referir las medidas de energía del Nivel de Tensión 3 al STN e iguales a 0,23% |
Nivel de tensión 1:
Donde:
| PR1,j: | Factor para referir las medidas de energía del nivel de tensión 1 del OR j al STN. |
| Pj,1: | Pérdidas reconocidas en el nivel de tensión 1 del OR j. |
| PR3,j: | Factor para referir las medidas de energía del nivel de tensión 3 del OR j al STN. |
| PR2,j: | Factor para referir las medidas de energía del nivel de tensión 2 del OR j al STN. |
| Fej,n-1: | Flujo de energía anual entre el nivel de tensión n, n es 3 o 2, y el nivel de tensión 1 del OR j (MWh-año), de acuerdo con el balance de energía que se realiza según lo descrito en el numeral 8.3.6. y considerando los factores del numeral 8.1. |
Pérdidas de transformadores de conexión al STN:
Las pérdidas de transformación para referir las medidas de usuarios que se consideran conectados directamente al STN, independientemente del nivel de tensión de baja tensión del transformador de conexión al STN donde se encuentre su medida, son iguales a 0,23%.
8.3 PLAN DE GESTIÓN DE PÉRDIDAS
Los planes de gestión de pérdidas están constituidos por los planes de reducción y por los planes de mantenimiento de pérdidas.
La metodología para la aprobación de los planes de gestión de pérdidas tiene en cuenta los siguientes criterios:
a) Los costos eficientes del plan están constituidos por las inversiones y por los costos y gastos aprobados al OR para tal fin;
b) La remuneración de los planes de reducción de pérdidas será aplicable únicamente en los mercados de comercialización que presenten pérdidas de energía eléctrica superiores a las pérdidas reconocidas en el nivel de tensión 1 a la fecha de entrada en vigencia de esta resolución y tendrá una duración de cinco años;
c) La remuneración de costos de mantenimiento de pérdidas de energía aplica para aquellos OR que a la fecha de corte presentan un índice de nivel de tensión 1 inferior al reconocido o para aquellos OR a quienes se les aprobaron índices de nivel de tensión 1 como producto del estudio de pérdidas presentado de conformidad con lo establecido en la Resolución CREG 172 de 2011;
d) La remuneración de los planes de reducción de pérdidas está sujeta al cumplimiento de las metas aprobadas a cada OR en resolución particular. El incumplimiento de las metas será causal de devolución, a los usuarios del mercado de comercialización respectivo, de parte o de la totalidad de los recursos recibidos por este concepto;
e) La remuneración de los planes de reducción de pérdidas de energía se efectuará a través de los cargos por uso y a través de la variable CPROG incluida en el costo unitario de prestación del servicio en el caso de los usuarios regulados y que se debe incorporar como parte de los costos del servicio para los usuarios no regulados;
f) La remuneración de las inversiones que no estén clasificadas en UC se efectuará, conjuntamente con los costos y gastos de AOM de pérdidas, a través de la variable CPROG.
8.3.1 Requisitos para la presentación del plan
El OR j que atienda un mercado de comercialización que presente pérdidas de energía en el nivel de tensión 1, calculadas según lo establecido en el numeral 8.3.6.2 del presente Capítulo, a la fecha de corte, superiores a las pérdidas reconocidas en el mismo momento, debe someter para aprobación de la CREG el plan que debe contener, como mínimo, la siguiente información:
a) Resumen del plan: El cual debe incluir el cálculo de las variables CAPj, PPact_uj, PPact_nuj, PPaomj, AOMdj, CPORj, IPTj,0, Pj,1,0 y las metas para cada período de evaluación, según el formato definido en el numeral 8.3.1.1 del presente Capítulo;
b) Bases de cálculo: El OR deberá entregar la totalidad de la información utilizada para el cálculo de cada una de las variables presentadas, en hojas de cálculo del programa Excel;
c) Balance de energía, de doce meses calendario que finalizan el tercer mes anterior al de presentación de la solicitud, detallando el código SIC de cada frontera comercial, según lo expuesto en los numerales 8.3.6 y 8.3.7.1;
d) Listado de todas las fronteras comerciales existentes en el mercado de comercialización del OR, señalando el tipo de frontera, el código SIC y el nivel de tensión asociado;
e) Relación de los transformadores de distribución con redes antifraude existentes a la fecha de presentación del plan, con los correspondientes códigos utilizados para el reporte de información al SUI;
f) Listado de usuarios conectados directamente al STN en el mercado de comercialización del OR, indicando su ubicación y código SIC;
g) Certificación del representante legal, contador y revisor fiscal del OR detallando el código de las cuentas creadas en la contabilidad, que permitan el registro independiente de todas las actividades relacionadas con el plan;
h) Valores de inversión en $/kWh, para los años t y t-1, según lo dispuesto en el numeral 8.3.2.2.3 del presente Capítulo.
8.3.1.1 Formato resumen del plan
| Variable | Descripción | Valor |
| CPORj | Valor presente del costo del plan presentado por el OR, en pesos de fecha de corte. | |
| PPact_nuj | Participación de la inversión en activos no uso de la actividad de distribución. | |
| INVnu1 | Inversión en el año 1 en activos no uso (pesos constantes de la fecha de corte) | |
| INVnu2 | Inversión en el año 2 en activos no uso (pesos constantes de la fecha de corte) | |
| INVnu3 | Inversión en el año 3 en activos no uso (pesos constantes de la fecha de corte) | |
| INVnu4 | Inversión en el año 4 en activos no uso (pesos constantes de la fecha de corte) | |
| INVnu5 | Inversión en el año 5 en activos no uso (pesos constantes de la fecha de corte) | |
| PPaomj | Participación de los costos y gastos, utilizados para la ejecución del plan, respecto del costo del plan presentado por el OR. | |
| AOM1 | Costos y gastos en el año 1 (pesos constantes de la fecha de corte) | |
| AOM2 | Costos y gastos en el año 2 (pesos constantes de la fecha de corte) | |
| AOM3 | Costos y gastos en el año 3 (pesos constantes de la fecha de corte) | |
| AOM4 | Costos y gastos en el año 4 (pesos constantes de la fecha de corte) | |
| AOM5 | Costos y gastos en el año 5 (pesos constantes de la fecha de corte) | |
| AOMdj | Promedio anual de costos y gastos asociados con la recuperación de pérdidas de energía reconocidos en el AOM de la actividad de distribución de energía eléctrica según lo reportado en la circular CREG 027 de 2014, en pesos de la fecha de corte. | |
| AOMPj,1 | Gastos en planes de reducción de pérdidas, durante el 2009, (pesos de la fecha de corte). | |
| AOMPj,2 | Gastos en planes de reducción de pérdidas, durante el 2010, (pesos de la fecha de corte). | |
| AOMPj,3 | Gastos en planes de reducción de pérdidas, durante el 2011, (pesos de la fecha de corte). | |
| AOMPj,4 | Gastos en planes de gestión de pérdidas, durante el 2012, (pesos de la fecha de corte). | |
| AOMPj,5 | Gastos en planes de gestión de pérdidas, durante el 2013, (pesos de la fecha de corte). | |
| VARIABLE | % | |
| Índice de pérdidas nivel de tensión 1 al inicio del plan, PEj,1,S calculado con s=0 según 8.3.6.2 | ||
| Índice de pérdidas totales de energía al inicio del plan, PTj,s calculado con s=0 según 8.3.6.1 | ||
| Metas de la senda de reducción de pérdidas | ||
| Periodo de evaluación 1, IPTSj,1 | ||
| Periodo de evaluación 2, IPTSj,2 | ||
| Periodo de evaluación 3, IPTSj,3 | ||
| Periodo de evaluación 4, IPTSj,4 | ||
| Periodo de evaluación 5, IPTSj,5 | ||
| Periodo de evaluación 6, IPTSj,6 | ||
| Periodo de evaluación 7, IPTSj,7 | ||
| Periodo de evaluación 8, IPTSj,8 | ||
| Periodo de evaluación 9, IPTSj,9 | ||
| Periodo de evaluación 10, IPTSj,10 | ||
Las metas de reducción de pérdidas de cada período de evaluación deben cumplir con la siguiente condición:
Donde:
| IPTj,0: | Índice de pérdidas totales del mercado atendido por el OR j al inicio del plan. |
| IPTSj,s: | Índice de pérdidas totales de la senda propuesto por el OR j en el período de evaluación s. |
Para la ejecución de las actividades propias de la actividad de comercialización, tales como instalación de micromedidores, revisión de medidores y gestión comercial, entre otras, el OR deberá efectuarlas a través del comercializador que corresponda.
8.3.2 Cálculo del costo del plan
Se verificará que el costo total del plan presentado por el OR no supere el costo total de referencia, calculado con el modelo de estimación del costo eficiente a partir de la meta final de pérdidas de energía solicitada por el OR. El costo total del plan a aprobar será el menor entre el costo total presentado por el OR y el costo total de referencia.
La CREG podrá aprobar un valor inferior al solicitado por el OR para la ejecución de su plan sin perjuicio de lo cual el OR que acepte la ejecución del mismo deberá cumplir con las metas de reducción de pérdidas para cada período de evaluación.
El costo del plan de reducción de pérdidas está compuesto por las inversiones asociadas con la reducción de pérdidas no técnicas y por los costos y gastos en que incurra el agente en la ejecución del plan, mientras que el plan de mantenimiento de pérdidas está compuesto únicamente por los costos y gastos en que incurra el agente en el desarrollo de esta actividad.
8.3.2.1 Cálculo de la variable CAPj
La variable CAPj corresponde al costo anual del plan que remunera los costos y gastos asociados con la recuperación o mantenimiento de pérdidas de energía y, para los OR que requieren de aprobación de plan de reducción de pérdidas, la remuneración de activos no asociados con UC, así:
8.3.2.1.1 Cálculo de la variable CAPj para planes de mantenimiento de pérdidas
Para la remuneración de costos de mantenimiento de pérdidas de energía a aquellos OR que a la fecha de corte presentan un índice de nivel de tensión 1 inferior al reconocido o para aquellos OR a quienes se les aprobaron índices de nivel de tensión 1 como producto del estudio de pérdidas presentado de conformidad con lo establecido en la Resolución CREG 172 de 2011, el cálculo de la variable CAPj se realiza de la siguiente manera:
Donde:
| CAPj: | Costo anual del plan de gestión de pérdidas del mercado de comercialización j, aprobado al OR j que atiende dicho mercado. |
| AOMPj,k: | Gastos del OR j en pérdidas de energía, durante los años k (de 2008 al 2013), donde k es el número de años con información reportada. Esta información corresponde a la entregada por los OR en respuesta a la Circular CREG 027 de 2014, en pesos de la fecha de corte. |
En el caso de que un OR no haya reportado información en respuesta a esta Circular, esta variable tomará el valor de cero (0).
8.3.2.1.2 Cálculo de la variable CAPj para planes de reducción de pérdidas
La variable CAPj corresponde a la anualidad a remunerar al OR por la ejecución del plan.
Donde:
Con:
| CAPj: | Costo anual del plan de gestión de pérdidas del mercado de comercialización j, aprobado al OR que atiende dicho mercado. El menor valor que toma esta variable es cero (0). |
| CTPj: | Costo total del plan para el OR j, en pesos de diciembre de 2014, calculado de acuerdo con lo establecido en el numeral 8.3.2.2 de este Capítulo. |
| PPact_nuj: | Participación de la inversión en activos que no son considerados activos de uso de la actividad de distribución, utilizados para la ejecución del plan, respecto del costo del plan presentado por el OR. |
| PPaomj: | Participación de los costos y gastos, utilizados para la ejecución del plan, respecto del costo del plan presentado por el OR. |
| INVnut: | Inversión en el año t en activos que no son clasificados como activos de uso de la actividad de distribución, utilizados para la ejecución del plan. |
| AOMt: | Costos y gastos en el año t utilizados para la ejecución del plan. |
| CPORj: | Valor presente neto del costo total del plan, en pesos de noviembre de 2014, presentado por el OR j para su aprobación. Calculado con la tasa de retorno de la metodología de distribución. |
| r: | Tasa de retorno para la remuneración con la metodología de ingreso máximo. |
8.3.2.2 Costo total del plan
El costo total del plan a aprobar a cada OR se determinará según la siguiente expresión:
Donde:
| CTPj: | Costo total del plan para el OR j, en pesos de la fecha de corte. |
| CPCEj: | Costo total del plan, en pesos de la fecha de corte. Este valor resulta de la aplicación del modelo de costos eficientes de que trata el numeral 8.3.2.2.1 del presente anexo, actualizado a pesos de la fecha de corte. |
| CPORj: | Valor presente del costo total del plan, en pesos de la fecha de corte, presentado por el OR j para su aprobación. Calculado con la tasa de retorno de la metodología de distribución. |
8.3.2.2.1 Cálculo de la variable CPCEj
La variable CPCEj se obtendrá a partir del modelo de estimación del costo eficiente desarrollado por la CREG, considerando el índice de pérdidas inicial de cada OR, el índice de pérdidas propuesto por el OR para el final del plan y los costos de reducción de pérdidas no técnicas obtenidos a partir de la información entregada por los OR en respuesta a las circulares CREG 019 de 2010 y 027 de 2014.
8.3.2.2.2 Acceso al modelo de estimación del costo eficiente
La Comisión pondrá a disposición de las empresas el aplicativo de estimación del costo eficiente de reducción de pérdidas, durante el plazo para la presentación de la solicitud de aprobación de cargos.
Para tener acceso a este aplicativo, el representante legal de cada OR debe enviar a la Comisión una comunicación escrita solicitando el usuario y la clave de acceso y señalando una dirección de correo electrónico donde se enviará la información de acceso y los resultados de las simulaciones.
8.3.2.2.3 Variables del modelo de estimación del costo eficiente del plan
Para definir la variable CPCE se utilizará la siguiente información:
a) Tasa de descuento: tasa de retorno de la metodología de distribución;
b) Crecimiento vegetativo de la demanda: crecimiento promedio de las ventas de energía registradas en el mercado de comercialización, durante los cinco años anteriores al de la presentación del plan;
c) Mínima inversión: mínimo costo en $/kWh, con el cual el modelo de estimación del costo eficiente obtiene una ruta factible para obtener el nivel de pérdidas propuesto por el OR al finalizar el plan. Este valor debe ser mayor que cero (0);
d) Máxima inversión: máximo costo en $/kWh, con el cual el modelo de estimación del costo eficiente obtiene una ruta factible para obtener el nivel de pérdidas propuesto por el OR al finalizar el plan. Este valor debe ser mayor que cero (0);
e) Opciones de inversión: corresponde al número de opciones para conformar el árbol de decisión, cuyo máximo valor es treinta (30);
f) Energía de entrada para los años t y t-1: cantidad de energía, en kWh, calculada con base en la metodología definida en el numeral 8.3.7.1, menos la energía de salida a otros OR, FsORj,n,s, según lo definido en el numeral 8.3.7.2;
g) Energía de salida para los años t y t-1: cantidad de energía, en kWh, calculada con base en la metodología definida en el numeral 8.3.7.2;
h) Nivel de pérdidas años t y t-1: porcentaje de pérdidas totales del sistema calculado con base en la metodología definida en el numeral 8.3.6.1 del presente Capítulo;
i) Inversión años t y t-1: corresponde a la información entregada por el OR en la solicitud de aprobación del plan;
j) El año t corresponde al anterior al de la presentación de la solicitud de aprobación del plan.
8.3.2.3 Listado de activos a reconocer mediante la variable INVnut
Se incluyen las siguientes inversiones: medidores de usuarios finales regulados que no cuenten con medidor a la fecha de presentación del plan y su costo no sea trasladado al usuario, medidores en el arranque de todas las líneas, equipos de medida en los puntos de entrada de cada nivel de tensión, macromedidores instalados en transformadores de distribución y sistemas de medición centralizada.
En el desarrollo de los planes de reducción de pérdidas de energía, en las redes de baja tensión donde estén instalados o se vayan a instalar sistemas de medición centralizada, el comercializador deberá solicitar a sus usuarios regulados un equipo de medida compatible con el sistema de medición centralizada que instale el OR. El usuario regulado podrá cambiar su medidor por uno de las calidades exigidas en la regulación vigente o acogerse a la medida dispuesta por el comercializador integrado con el OR a través del sistema de medición centralizada instalado por el OR. En este último caso, el medidor no tendrá ningún costo para el usuario y la responsabilidad por su custodia no será del usuario.
8.3.3 Inicio y seguimiento del plan de reducción de pérdidas
Para dar inicio a la ejecución del plan de reducción de pérdidas el OR deberá cumplir con los siguientes requisitos:
a) Tener en firme la resolución particular de remuneración de su sistema con base en lo establecido en la presente resolución;
b) Enviar comunicación a la CREG en la que se ratifique su interés en dar inicio a la ejecución del plan y se envíe copia de la publicación del resumen del plan realizada, lo anterior dentro de los siete (7) días hábiles siguientes a la fecha en la que quede en firme la resolución particular.
En el mismo plazo, el OR deberá informar a la SSPD, el LAC y a los comercializadores presentes en su mercado el inicio de la ejecución del plan de reducción de pérdidas aprobado para su sistema.
Una vez cumplidos los requisitos para dar inicio a la ejecución del plan, el LAC determinará el cargo CPROGj,m según lo establecido en el numeral 8.3.4.1.
La fecha de inicio del plan es el primer día calendario del mes siguiente al de la publicación del CPROGj,m por parte del LAC en su página web.
Los comercializadores minoristas deben publicar las tarifas que aplicarán a sus usuarios incluyendo el valor de la variable CPROGj,m calculada por el LAC para el respectivo mercado, dentro del mes de publicación del CPROGj,m por parte del LAC.
A los consumos causados con anterioridad a la fecha de inicio del plan no se les puede incluir el cobro de la variable CPROGj,m.
Cuando en un mercado de comercialización se encuentre un plan en ejecución y se cambie el OR, el plan aprobado no se modificará por este hecho y el nuevo OR deberá continuar con la ejecución del mismo.
Para la evaluación del cumplimiento de las metas aprobadas se debe realizar el procedimiento de evaluación definido a continuación:
8.3.3.1 Evaluación del cumplimiento del plan
La evaluación de cumplimiento del plan consiste en el cálculo de los índices de pérdidas, su divulgación y la aplicación de la siguiente metodología:
1. El LAC calculará, para cada OR, el índice de pérdidas totales, IPTj,s, conforme a lo establecido en el numeral 8.3.6.1 del presente Capítulo, dentro de los primeros cinco (5) días hábiles del segundo mes posterior a la finalización de cada período de evaluación. Los resultados serán publicados por el LAC, junto con las metas aprobadas para cada OR, en su página web al siguiente día de su cálculo.
2. Los OR tendrán un plazo de cinco (5) días hábiles a partir de la publicación de los resultados para presentar sus observaciones sobre estos. En este caso el OR deberá enviar al LAC y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios las pruebas que demuestren los posibles errores de cálculo o que la información utilizada no corresponda con la realidad.
3. Cuando un OR presente observaciones sobre el cálculo, el LAC resolverá la solicitud y el decimoquinto (15) día hábil del mismo mes publicará los resultados finales de cálculo teniendo en cuenta todas las aclaraciones que se presenten.
4. Si un OR cumple con las metas, se mantendrá la remuneración aprobada para el siguiente período de evaluación.
Un OR incumple la ejecución del plan cuando la variable IPTj,s es superior al índice IPTSj,s aprobado.
La suspensión de la remuneración del plan a un OR no implica la cancelación de la ejecución del plan y el LAC continuará calculando los índices que le correspondan.
Cuando un incumplimiento ocurra en el décimo período de evaluación, el LAC calculará el IPTj,s para el siguiente período de evaluación. Si el índice IPTj,s del undécimo período de evaluación no cumple con la meta establecida para el décimo período de evaluación, el OR devolverá los recursos recibidos durante los períodos de evaluación 9 y 10, según lo establecido en el numeral 8.3.5.4.
5. Si al finalizar el período de evaluación siguiente al de la suspensión de la remuneración se encuentra que el OR cumple con la meta aprobada para ese período, se levantará la suspensión del plan y se reiniciará la remuneración del plan al OR.
6. Si al finalizar el período de evaluación siguiente al de la suspensión de la remuneración se encuentra que el OR no cumple con la meta aprobada para ese período, se cancelará la ejecución del plan y el OR debe devolver los ingresos recibidos, conforme a lo establecido en el numeral 8.3.5.4 según corresponda.
7. Cuando durante la vigencia del plan y hasta un año posterior a su finalización, un Comercializador incumbente modifique los reportes de ventas de energía en el SUI, el LAC
deberá recalcular los índices de pérdidas totales, IPTj,s, conforme a lo establecido en el numeral 8.3.6.1 teniendo en cuenta la nueva información.
En este caso, si con los nuevos índices un OR incumple con las metas del respectivo período de evaluación, el OR debe reintegrar los recursos recibidos durante los periodos de incumplimiento conforme a lo señalado en el numeral 8.3.5.
8.3.3.2 Modificación de metas
El OR podrá solicitar el ajuste de las metas aprobadas, bajo las siguientes condiciones:
a) Se puede solicitar el ajuste de la meta final una sola vez durante el periodo de ejecución del plan. Esta solicitud deberá presentarse a la CREG a más tardar (3) tres meses antes de la finalización del tercer periodo de evaluación;
b) La modificación de la meta final conlleva a un ajuste en la remuneración del plan aprobada inicialmente al OR.
Cuando el índice final solicitado sea superior al aprobado, el plan será objeto de reliquidación y ajuste. Para el cálculo del nuevo CAPj, se debe restar de la variable CTPj los recursos recibidos hasta el momento de la solicitud y los proyectados a recibir durante los tres (3) meses siguientes a la solicitud. El índice final solicitado no deberá ser superior o igual al último índice de pérdidas calculado. El nuevo CAPj estará vigente entre el momento de aprobación y el tiempo restante para el cumplimiento total de los cinco (5) años del plan.
Cuando el índice final solicitado sea inferior al aprobado, el plan será objeto de ajuste. El nuevo CAPj estará vigente entre el momento de aprobación y el tiempo restante para el cumplimiento total de los cinco (5) años del plan sin que se hagan reconocimientos retroactivos por causa de que el nuevo CAPj sea mayor que el aprobado inicialmente;
c) Se puede solicitar el ajuste de las metas intermedias solo una vez durante el periodo de ejecución del plan, siempre que se mantengan las condiciones vigentes aprobadas, valor final de pérdidas y periodo para alcanzarla. Las nuevas metas intermedias no deberán ser superiores o iguales al último índice de pérdidas calculado y deberán tener en cuenta la restricción definida en el numeral 8.3.1.1 del presente Capítulo;
d) La modificación de las metas intermedias no conlleva a un ajuste del costo anual del plan aprobado;
e) En cualquier caso, para solicitar el ajuste en las metas, intermedias o finales, el OR debe haber cumplido con la meta correspondiente al periodo de evaluación inmediatamente anterior al de la solicitud;
f) El OR deberá sustentar en su solicitud los motivos de ajuste de las metas;
g) La CREG revisará la sustentación de ajuste de las metas presentada por el OR y realizará el procedimiento de evaluación y aprobación de las nuevas metas.
8.3.4 Liquidación, recaudo y actualización del CPROGj,m
Los cargos por concepto de remuneración de los planes de pérdidas serán actualizados y liquidados por el LAC y facturados y recaudados por los OR a los comercializadores que atienden usuarios en su mercado de comercialización, hasta que finalice o se cancele el plan de un OR, siguiendo las siguientes disposiciones:
8.3.4.1 Determinación del cargo mensual
El cargo que debe ser cobrado a los usuarios finales en cada mercado de comercialización será calculado y publicado por el LAC los primeros siete (7) días de cada mes, de la siguiente manera:
Donde:
| CPROGj,m: | Cargo en $/kWh por concepto del plan, del mercado de comercialización j, aplicable en el mes m. El cargo publicado por el LAC aplicará para el siguiente mes al de su publicación. |
| CAPj: | Costo anual del plan, en pesos de la fecha base, del mercado de comercialización j, aprobado al OR, calculado según lo expuesto en el numeral 8.3.2.1. |
| VSTNj,m: | Ventas a usuarios conectados directamente al STN asociados al mercado de comercialización j en el mes m, en kWh. |
Corresponde a las lecturas tomadas directamente de los medidores de los usuarios conectados directamente al STN, sin referir al STN, tomadas de los registros del LAC. Cuando el medidor no se encuentre en el lado del STN, la medida se debe referir con los factores aprobados para el respectivo sistema.
Cuando para una frontera no se disponga de la información de un mes determinado se utilizará el promedio registrado para los últimos seis (6) meses de dicha frontera o la mejor información disponible en el LAC.
| VCPj, | Ventas en el mercado de comercialización servido por el OR j, durante doce (12) meses, en kWh, realizadas por los comercializadores diferentes al incumbente. |
| VCIj, | Ventas en el mercado de comercialización servido por el OR j, durante doce (12) meses, en kWh, realizadas por el comercializador incumbente. |
| IPPm-1 | Índice de precios al productor total nacional correspondiente al mes m-1. |
| IPPo | Índice de precios al productor total nacional correspondiente al mes de la fecha de corte. |
La variable VCPj se calcula de la siguiente manera:
Donde:
| VCPj, | Ventas en el mercado de comercialización servido por el OR j, durante doce (12) meses, en kWh, realizadas por los comercializadores diferentes al incumbente. |
| vcpm,n,i | Energía registrada en el SIC para las fronteras comerciales de responsabilidad del comercializador i diferente al comercializador incumbente, durante el mes m, en el nivel de tensión n, en el mercado de comercialización atendido por el OR j, en kWh. |
Cuando no se disponga de la información para un mes determinado, se utilizará el promedio de los valores registrados para los últimos seis (6) meses o la mejor información disponible.
| Ip: | Número total de comercializadores distintos al incumbente en el mercado de comercialización del OR j. |
La variable VCIj se calcula de la siguiente manera:
Donde:
| VCIj, | Ventas en el mercado de comercialización servido por el OR j, durante doce (12) meses, en kWh, realizadas por el comercializador incumbente. |
| vciRm,n | Ventas durante el mes m, en el nivel de tensión n, del comercializador incumbente, para usuarios regulados. |
Corresponde al consumo de energía eléctrica en kWh que es facturado y reportado al SUI para el respectivo periodo. Cuando no se disponga de la información para un mes determinado, se utilizará el promedio registrado en el SUI para los últimos seis (6) meses o la mejor información disponible.
| vciNRm,n | Ventas durante el mes m, en el nivel de tensión n, del comercializador incumbente, para usuarios no regulados. |
Corresponde a la energía registrada en el SIC para las fronteras comerciales de usuarios no regulados responsabilidad del comercializador incumbente, durante el mes m, en el nivel de tensión n, en el mercado de comercialización atendido por el OR j, en kWh.
Cuando no se disponga de la información para un mes determinado, se utilizará el promedio de los valores registrados para los últimos seis (6) meses o la mejor información disponible.
8.3.4.2 Liquidación y recaudo
Dentro de los primeros quince (15) días calendario del segundo mes siguiente al de aplicación del cargo respectivo, el LAC determinará y publicará el valor que cada comercializador debe trasladar al OR, de acuerdo con la siguiente expresión:
Donde:
| LCPROGi,j,m: | Liquidación por concepto de CPROG, en pesos, en el mercado de comercialización j, por las ventas realizadas durante el mes m, que facturará el OR j al comercializador i. |
| VCi,j,m: | Ventas de energía del comercializador i, en el mercado de comercialización j, durante el mes m, considerando las ventas a usuarios conectados directamente al STN que hacen parte del mercado de comercialización j. |
La determinación de las ventas a usuarios no regulados y para el caso en que un comercializador i diferente al integrado al OR haya registrado una frontera comercial para la atención de un solo usuario regulado, se hará a través del consumo registrado en el SIC para la frontera específica.
La determinación de las ventas a usuarios regulados atendidos por el comercializador incumbente se hará a través del consumo de energía eléctrica en kWh que es facturado y reportado para el respectivo periodo al SUI.
En las fronteras comerciales que agrupen usuarios regulados atendidos por un comercializador i diferente al incumbente, este valor corresponde a la medida registrada en la frontera comercial f de dicho comercializador multiplicada por el factor (1- Psf). La variable Psf es igual a 0,019. En caso que el comercializador y el OR acuerden otro valor de Psf, deberá ser informado al LAC para que sea utilizado en la liquidación.
| ALi,j,m: | Ajuste de la liquidación en el mes m, en pesos, causada por modificaciones en los reportes de información de consumos facturados o refacturaciones, realizadas por el comercializador i en el mercado de comercialización j. |
Este valor es igual a cero (0) en la primera liquidación
Donde:
| VCAi,j,maj: | Ventas de energía del comercializador i ajustadas, en el mercado de comercialización j, en el mes de ajuste maj para el cual se modificó el reporte de información, considerando las ventas a usuarios conectados directamente al STN que hacen parte del mercado de comercialización j. |
Es el reporte de energía eléctrica, en kWh y que ha modificado un reporte anterior con base en el cual ya se realizó alguna liquidación del costo del plan.
Si el comercializador no realiza modificaciones en el consumo facturado, la variable VCAi,j,maj es igual a VCi,j,maj.
| VCi,j,maj: | Ventas de energía del comercializador i, en el mercado de comercialización j, considerando las ventas a usuarios conectados directamente al STN que hacen parte del mercado de comercialización j, (VCi,j,m ) que ha sido objeto de modificación posteriormente al momento de su utilización en el cálculo de un LCPROG. |
| VCRi,j,m: | Consumo refacturado por el comercializador i, en el mercado de comercialización j, para el mes m, considerando las ventas a usuarios conectados directamente al STN que hacen parte del mercado de comercialización j. Corresponde a los consumos de energía eléctrica, en kWh, realizados durante períodos anteriores que se facturaron de más o se dejaron de facturar. |
Cuando un comercializador modifique la información de ventas en el SUI o el reporte de energía en el LAC para un mes que ya ha sido objeto de liquidación de CPROGj,m, el LAC deberá efectuar una reliquidación por este concepto.
La facturación y recaudo a los agentes comercializadores le corresponderá a los OR, utilizando la liquidación elaborada por el LAC.
La liquidación del CPROGj,m deberá ser trasladada por los comercializadores a los respectivos OR de acuerdo con los plazos establecidos en la regulación vigente.
8.3.5 Suspensión, cancelación del plan y devolución de ingresos
El plan de reducción o mantenimiento de pérdidas puede ser suspendido o cancelado a voluntad del OR o por encontrarse incurso en alguna de las causales en cada caso.
En cualquier caso, de suspensión o cancelación, el LAC deberá avisar a los comercializadores que se encuentren en el mercado de comercialización del OR respectivo para que dejen de cobrar el CPROG a sus usuarios.
En caso de suspensión, el cobro puede ser reanudado cuando desaparezcan las causales de suspensión. En caso de cancelación el cobro CPROG no podrá reanudarse y, por el contrario, se deberán devolver los recursos según lo establecido en el numeral 8.3.5 del presente Capítulo.
8.3.5.1 Causales para la suspensión del reconocimiento de los costos asociados con los planes
Las causales de suspensión del reconocimiento de los costos asociados con los planes son:
a) Incumplimiento en la meta de reducción de pérdidas en dos períodos de evaluación consecutivos. Un OR incumple una meta cuando el resultado final de su índice es superior a la meta aprobada para el respectivo período de evaluación;
b) Cuando se verifique que la vinculación de usuarios a la red está incompleta o desactualizada en el SUI;
c) Cuando se encuentren fronteras comerciales entre agentes de responsabilidad del comercializador integrado con el OR j cuya información de las características de la misma (nivel de tensión, precisión, tipo de frontera) difiera de la registrada en el SIC;
d) Cuando, a partir del decimotercer (13) mes de inicio del plan, el OR no informe al LAC, durante dos meses consecutivos, el registro de las medidas entre niveles de tensión para determinar el factor FDFj,k?n,m de que trata el numeral 8.3.7.3.
8.3.5.2 Causales para la cancelación automática del plan
Las causales de cancelación automática del plan, sin que se requiera declaración de ninguna autoridad, son:
a) Incumplimiento de las metas del plan durante tres períodos de evaluación consecutivos;
b) Reincidencia en alguna de las causales de suspensión del plan;
c) Cuando hayan transcurrido seis (6) meses posteriores a la detección y notificación de inconsistencias en la información del vínculo cliente red y el OR no haya corregido la situación;
d) En caso de que el OR reporte, como parte de la ejecución del plan, redes existentes a la fecha de solicitud del plan;
e) Cuando un OR decida finalizar el plan;
f) Cuando la información de ventas de energía reportada al SUI por un comercializador incumbente, utilizada para el seguimiento del plan, sea modificada en el SUI con posterioridad a la fecha del cálculo del índice respectivo y con la nueva información el OR no cumpla con la senda aprobada para el respectivo período de evaluación.
8.3.5.3 Cancelación de la ejecución del plan por petición del OR
El OR podrá solicitar la cancelación del plan en cualquier momento sujeto a las siguientes condiciones:
a) Si el OR cumplió la meta aprobada para el periodo de evaluación anterior al de la fecha de solicitud de cancelación del plan, no debe devolver ingresos por concepto del plan;
b) Si el OR incumplió la meta aprobada para el periodo de evaluación anterior al de la fecha de solicitud de cancelación del plan, debe devolver los ingresos recibidos durante el periodo de incumplimiento, de acuerdo con lo señalado en el numeral 8.3.5 del presente Capítulo;
c) Si el OR se encuentra en causal de suspensión del plan debe devolver los ingresos recibidos durante los periodos de incumplimiento, de acuerdo con lo señalado en el numeral 8.3.5 del presente Capítulo.
Cuando el OR solicite la cancelación de la ejecución del plan se suspenderá inmediatamente el cobro del CPROGj,m.
8.3.5.4 Devolución de ingresos por parte del OR
Cuando se presente incumplimiento en la ejecución del plan por parte de un OR, de acuerdo con lo establecido en el numeral 8.3.3.1 del presente Capítulo o en caso de que un OR decida finalizar unilateralmente la ejecución del plan y deba devolver recursos, según lo dispuesto en el numeral 8.3.5.3 del presente Capítulo, el OR deberá retornar los ingresos recibidos por este concepto a los usuarios del mercado de comercialización, durante los doce (12) meses posteriores a la cancelación del plan, a través de un valor negativo de la variable CPROGj,m , de acuerdo con la metodología del presente numeral.
En caso de cancelación de la ejecución del plan el LAC calculará los ingresos recibidos durante los períodos de incumplimiento previos a la suspensión de la remuneración del plan, para que sean tenidos en cuenta como un menor valor en el costo de prestación del servicio a los usuarios del mercado de comercialización respectivo. Para el caso de devolución a los usuarios conectados directamente al STN, el LAC deberá descontar los dineros a devolver de la siguiente liquidación de ingresos del OR y asignarle esos recursos al comercializador que corresponda para que este, a su vez, reintegre los valores al usuario específico.
En caso de finalización unilateral del plan el LAC debe calcular los ingresos recibidos durante los periodos de incumplimiento previos a la solicitud de cancelación del plan, para que sean tenidos en cuenta como un menor valor en el costo de prestación del servicio a los usuarios del mercado de comercialización respectivo. Para el caso de devolución a los usuarios conectados directamente al STN, el LAC deberá descontar los dineros a devolver de la siguiente liquidación de ingresos del OR y asignarle esos recursos al comercializador que corresponda para que este, a su vez, reintegre los valores al usuario específico.
8.3.5.4.1 Determinación del cargo mensual CPROGj,m con recursos recibidos por el OR cuando se cancela la ejecución del plan
Al siguiente mes de la cancelación del plan en un mercado de comercialización, la variable CPROGj,m tomará un valor negativo que será incluido en el costo de prestación del servicio a la totalidad de usuarios del mercado de comercialización y se calculará la porción que corresponda a los usuarios no regulados, incluyendo a los conectados directamente al STN.
Este valor será calculado y publicado por el LAC los primeros cinco (5) días de cada mes de la siguiente manera:
Donde:
| CPROGj,m: | Cargo en $/kWh por concepto del plan, del mercado de comercialización j, en el mes m. |
| ITDj: | Ingreso total a devolver por el OR j, en pesos a la fecha de cálculo de acuerdo con lo establecido en el numeral 8.3.5.4.2. |
| VSTNj,m: | Ventas a usuarios conectados directamente al STN asociados al mercado de comercialización j en el mes m, en kWh. |
Corresponde a las lecturas tomadas directamente de los medidores de los usuarios conectados directamente al STN, sin referir al STN, tomadas de los registros del SIC. Cuando el medidor no se encuentre en el lado del STN, la medida se debe referir con los factores aprobados para el respectivo sistema.
Cuando para una frontera no se disponga de la información del mes respectivo se utilizará el promedio registrado para los últimos seis (6) meses de dicha frontera o la mejor información disponible en el LAC.
| VCPj, | Ventas en el mercado de comercialización servido por el OR j, durante doce (12) meses, en kWh, realizadas por los comercializadores diferentes al incumbente, calculado de la siguiente manera: |
Donde:
| vcpm,n,i | Energía registrada en el SIC para las fronteras comerciales de responsabilidad del comercializador i diferente al comercializador incumbente, durante el mes m, en el nivel de tensión n, en el mercado de comercialización atendido por el OR j, en kWh. |
Cuando no se disponga de la información para un mes determinado, se utilizará el promedio de los valores registrados para los últimos seis (6) meses o la mejor información disponible.
| Ip: | Número total de comercializadores distintos al incumbente en el mercado de comercialización del OR j. |
| VCIj, | Ventas en el mercado de comercialización servido por el OR j, durante doce (12) meses, en kWh, realizadas por el comercializador incumbente, calculado de la siguiente manera: |
Donde:
| vciRm,n | Ventas durante el mes m, en el nivel de tensión n, del comercializador incumbente, para usuarios regulados. |
Corresponde al consumo de energía eléctrica en kWh que es facturado y reportado al SUI para el respectivo periodo. Cuando no se disponga de la información para un mes determinado, se utilizará el promedio registrado en el SUI para los últimos seis (6) meses o la mejor información disponible.
| vciNRm,n | Ventas durante el mes m, en el nivel de tensión n, del comercializador incumbente, para usuarios no regulados. |
Corresponde a la energía registrada en el SIC para las fronteras comerciales de usuarios no regulados responsabilidad del comercializador incumbente, durante el mes m, en el nivel de tensión n, en el mercado de comercialización atendido por el OR j, en kWh.
Cuando no se disponga de la información para un mes determinado, se utilizará el promedio de los valores registrados para los últimos seis (6) meses o la mejor información disponible.
8.3.5.4.2 Cálculo de los ingresos a devolver por parte del OR
Los ingresos a devolver se calcularán de la siguiente manera:
Donde:
| ITDj: | Ingreso total a devolver por el OR j, en pesos colombianos a la fecha de cálculo. |
| t: | Total de meses de los períodos de incumplimiento del plan previos al de la suspensión del mismo más el periodo en el que el OR recibió remuneración del plan. |
| It: | Número total de comercializadores en el mercado de comercialización del OR j durante los períodos de incumplimiento del plan previos a la suspensión del mismo. |
| LCPROGi,j,m: | Liquidación por concepto de CPROGj,m, en el mercado de comercialización j, por las ventas en el mes m, que el OR j facturó al comercializador i, calculado según lo establecido en el numeral 8.3.5.4.3 de este Capítulo. |
| r: | Corresponde a 1,5 veces el interés bancario corriente anual para la modalidad de crédito de consumo y ordinario, certificado por la Superintendencia Financiera, vigente en la fecha de cancelación del plan. |
| n: | Exponente que se calcula de la siguiente manera: |
Donde:
| Ps: | Número de meses entre la suspensión de la remuneración del plan y la cancelación del plan. Esta variable es igual a cero (0) cuando el OR cancele unilateralmente el plan. |
| Pd: | Número de meses durante los cuales el OR debe devolver los recursos recibidos. Esta variable es igual a doce (12). |
8.3.5.4.3 Liquidación y recaudo
En caso de devolución de ingresos a los usuarios finales durante la etapa descrita en el numeral 8.3.5.4.2 del presente Capítulo, los valores CPROG negativos serán directamente descontados de la facturación de cargos por uso. Para el caso de devolución a los usuarios no regulados, el LAC deberá descontar los dineros a devolver de la siguiente liquidación de ingresos del OR y asignarle esos recursos al comercializador que corresponda para que este, a su vez, reintegre los valores al usuario específico.
Mensualmente el LAC determinará el valor que cada comercializador debe descontar al OR del pago de los cargos de distribución que le corresponda, de acuerdo con la siguiente expresión:
Donde:
| LCPROGi,j,m: | Liquidación por concepto de CPROG, en el mercado de comercialización j, por las ventas en el mes m, que facturará el OR j al comercializador i. |
| CPROGj,m: | Cargo en $/kWh por concepto del plan, del mercado de comercialización j, en el mes m. |
| VCi,j,m: | Ventas de energía del comercializador i, en el mercado de comercialización j, durante el mes m, considerando las ventas a usuarios conectados directamente al STN que hacen parte del mercado de comercialización j. |
La determinación de las ventas a usuarios no regulados y para el caso en que un comercializador i diferente al integrado al OR haya registrado una frontera comercial para la atención de un solo usuario regulado, se hará a través del consumo registrado en el SIC para la frontera específica.
La determinación de las ventas a usuarios regulados atendidos por el comercializador incumbente se hará a través del consumo de energía eléctrica en kWh que es facturado y reportado para el respectivo periodo al SUI.
En las fronteras comerciales que agrupen usuarios regulados atendidos por un comercializador i diferente al incumbente, este valor corresponde a la medida registrada en la frontera comercial f de dicho comercializador multiplicada por el factor (1- Psf). La variable Psf es igual a 0,019. En caso que el comercializador y el OR acuerden otro valor de Psf, deberá ser informado al LAC para que sea utilizado en la liquidación.
La facturación y recaudo a los agentes comercializadores le corresponderá a los OR, utilizando la liquidación elaborada por el LAC.
8.3.6 Cálculo de índices de pérdidas
El ASIC debe aplicar la metodología para el cálculo de las pérdidas totales de energía y las pérdidas de energía en el nivel de tensión 1 definidas en este numeral.
Para la presentación del plan de pérdidas del nivel de tensión 1, los OR deben calcular las variables IPTj,0 y PEj,1 conforme a lo señalado en este numeral. La variable s = 0 corresponde al mes en el cual el OR presenta el plan a la Comisión.
Para determinar las pérdidas de energía se deberá emplear la información de las fronteras comerciales registradas en el ASIC y la reportada al SUI.
8.3.6.1 Pérdidas totales de energía
Las pérdidas totales de energía en el mercado de comercialización servido por el OR j para el período de evaluación s son:
El índice de pérdidas totales de energía en el mercado de comercialización servido por el OR j para el período de evaluación s es:
Donde:
| PTj,s | Pérdidas totales de energía en el mercado de comercialización servido por el OR j, para el período de evaluación s, expresadas en kWh. |
| IPTj,s | Índice de pérdidas totales de energía en el mercado de comercialización servido por el OR j, para el período de evaluación s. Al inicio del plan, el valor de s igual a cero, s = 0, corresponde al mes de presentación del plan a la CREG. |
| Eej,n,m | Energía de entrada al sistema del OR j en el nivel de tensión n durante el mes m, expresada en kWh, calculada como se establece en el numeral 8.3.7.1 |
| Esj,n,m | Energía de salida del sistema del OR j en el nivel de tensión n durante el mes m, expresada en kWh, calculada como se establece en el numeral 8.3.7.2 |
| FeNSj,n,m | Flujo de energía desde niveles de tensión superiores en el sistema del OR j, al nivel de tensión n, durante el mes m, expresado en kWh, calculado como se establece en el numeral 8.3.7.3 |
| FsORj,n,m | Flujo de energía de salida desde el sistema del OR j en el nivel de tensión n, a otros STR y/o SDL, durante el mes m, expresado en kWh. Corresponde a la suma de las energías medidas en las fronteras comerciales entre OR, sin referir al STN, registradas en el ASIC. |
| n | Corresponde al nivel de tensión para el cual se determina la energía. Toma los valores de 1, 2, 3 o 4. |
Cuando en un mercado de comercialización la energía vendida a usuarios en nivel de tensión 4 sea igual o superior al 30% de las ventas totales en dicho mercado sin incluir las ventas en el STN, las ventas en el nivel de tensión 4 no se incluirán en la energía de salida y de la energía de entrada se debe descontar las ventas de energía del nivel de tensión 4 afectadas por las pérdidas reconocidas.
8.3.6.2 Pérdidas de energía en el nivel de tensión 1
Para determinar las pérdidas de nivel de tensión 1, el ASIC debe realizar el balance de energía para los niveles de tensión superiores.
Las pérdidas de energía en nivel de tensión 1 del OR j son:
El índice de pérdidas de energía en nivel de tensión 1 del OR j es:
Donde:
| PEj,1,s | Pérdidas de energía en nivel de tensión 1 del OR j, durante el período de evaluación s, expresadas en kWh. |
| Eej,1,m | Energía de entrada en nivel de tensión 1 del OR j durante el mes m, expresada en kWh, calculada como se establece en el numeral 8.3.7.1. |
| Esj,1,m | Energía de salida de nivel de tensión 1 del OR j, durante el mes m, expresada en kWh, calculada como se establece en el numeral 8.3.7.2. |
| Pcj,1,s | Índice de pérdidas de energía en nivel de tensión 1 del OR j calculado para el período de evaluación s. Al inicio del plan, el valor de s igual a cero, s = 0, corresponde al mes de presentación del plan a la CREG. |
8.3.7 Cálculo de flujos de energía
8.3.7.1 Energía de entrada para cada nivel de tensión
La energía de entrada en cada uno de los niveles de tensión del sistema del OR j, se calcula como sigue:
Donde:
| Eej,n,m | Energía de entrada al sistema del OR j en el nivel de tensión n durante el mes m, expresada en kWh. |
| EeGj,n,m | Energía entregada por los generadores, incluyendo plantas menores y cogeneradores conectados directamente al sistema del OR j, en el nivel de tensión n, durante el mes m, expresada en kWh. Corresponde a la suma de las energías medidas en las fronteras comerciales, sin referir al STN, registrada en el SIC para estos agentes. |
| FeSTNj,n,m | Flujo de energía del STN al sistema del OR j en el nivel de tensión n, durante el mes m, expresado en kWh. Corresponde a la suma de las energías medidas en las fronteras comerciales, sin referir al STN, registradas en el SIC para los puntos de conexión del OR j al STN. |
Para los puntos de conexión en los cuales exista un transformador tridevanado y en el caso que no exista medida en cada uno de los devanados, el OR deberá reportar mensualmente al ASIC los valores de energía de entrada al transformador y los de energía de salida por cada uno de los devanados para que el ASIC efectúe la asignación al nivel de tensión que corresponda.
| FeORj,n,m | Flujo de energía desde el sistema de otro OR al sistema del OR j, en el nivel de tensión n, durante el mes m, expresado en kWh. Corresponde a la suma de las energías medidas en cada frontera comercial entre OR, sin referir al STN, registrada en el SIC. |
| FeNSj,n,m | Flujo de energía desde niveles de tensión superiores en el sistema del OR j, al nivel de tensión n, durante el mes m, expresada en kWh. Calculada como se establece en el numeral 8.3.7.3. |
| n | Corresponde al nivel de tensión para el cual se determina la energía de entrada. Toma los valores de 1, 2, 3 o 4. |
8.3.7.2 Energía de salida para cada nivel de tensión
La energía de salida en cada uno de los niveles de tensión del sistema del OR j, se calcula como:
Donde:
| Esj,n,m | Energía de salida del sistema del OR j en el nivel de tensión n, durante el mes m, expresada en kWh. |
| EsVFCj,n,m | Ventas de energía en las fronteras comerciales del nivel de tensión n, del mercado de comercialización servido por el OR j, para el mes m. Corresponde a la suma de las medidas en las fronteras comerciales registradas en el SIC para el mercado de comercialización servido por el OR j, sin referir al STN, para la venta de energía a usuarios no regulados de todos los comercializadores del mercado y de las de usuarios regulados de los comercializadores distintos al incumbente. Incluye la energía entregada a los auxiliares de las subestaciones. |
| EsVSFCj,n,m | Ventas de energía en el sistema del OR j, en el nivel de tensión n, durante el mes m. Corresponde a las ventas de energía eléctrica, en kWh, de usuarios regulados del comercializador incumbente, que es facturado y reportado al SUI. Este valor incluye la energía entregada a los auxiliares de las subestaciones. |
| FsSTNj,n,m | Flujo de energía de salida en el nivel de tensión n desde los puntos de conexión del OR j al STN, durante el mes m, expresada en kWh. Corresponde a la suma de las energías medidas en las fronteras comerciales, sin referir al STN, registradas en el SIC para los puntos de conexión del OR j al STN. |
| FsORj,n,m | Flujo de energía de salida desde el sistema del OR j en el nivel de tensión n, a otros STR y/o SDL, durante el mes m, expresada en kWh. Corresponde a la suma de las energías medidas en las fronteras comerciales entre OR, sin referir al STN, registradas en el SIC. |
| n | Corresponde al nivel de tensión para el cual se determina la energía de salida. Toma los valores de 1, 2, 3 o 4. |
En el cálculo de la variable Esj,n,m no se debe tener en cuenta la energía recuperada.
8.3.7.3 Energía de entrada desde niveles de tensión superiores
La energía de entrada desde niveles de tensión superiores hacia cada uno de los niveles de tensión en el sistema del OR j, corresponde a:
Donde:
| FeNSj,n,m | Energía de entrada desde niveles de tensión superiores al nivel de tensión n, en el sistema del OR j, durante el mes m, expresada en kWh. Para el nivel de tensión 4 el valor de FeNS,j,4,m es cero. |
| Eej,k,m | Energía de entrada en el nivel de tensión superior k del sistema del OR j, durante el mes m, expresada en kWh. |
| Esj,k,m | Energía de salida del sistema del OR j, en el nivel de tensión superior k, durante el mes m, expresada en kWh. |
| PRj,k,m | Pérdidas de energía reconocidas en el nivel de tensión superior k, en el sistema del OR j, durante el mes m, expresadas en kWh. |
| FDFj,k?n,m | Factor de distribución del flujo de energía en el sistema del OR j, desde el nivel de tensión superior k hacia el nivel de tensión n, durante el mes m. |
Mientras el OR implemente la medida entre niveles de tensión, se utilizará el factor tenido en cuenta en la resolución de aprobación de costos de cada OR. A más tardar a partir del decimotercer mes de inicio del plan este factor deberá ser informado por el OR al LAC con base en las medidas entre niveles efectuadas. Cuando el OR no envíe la información correspondiente, el LAC utilizará la mejor información disponible.
| n | Corresponde al nivel de tensión para el cual se determina energía de entrada. Toma los valores de 1, 2, 3 o 4. |
| k | Corresponde al nivel de tensión superior. Toma los valores de 2, 3 o 4. |
CONFORMACIÓN DE STR.
Se conforman dos (2) STR con los activos del nivel de tensión 4 de los OR enumerados en cada uno de ellos.
9.1.1 STR norte
1. Electrificadora del Caribe S. A. E.S.P.
9.1.2 STR centro-sur
1. Central Hidroeléctrica de Caldas S. A. E.S.P.
2. Centrales Eléctricas de Nariño S. A. E.S.P.
3. Centrales Eléctricas del Norte de Santander S. A. E.S.P.
4. CODENSA S. A. E.S.P.
5. Compañía de Electricidad de Tuluá S. A. E.S.P.
6. Compañía Energética del Tolima S. A. E.S.P.
7. Compañía Energética de Occidente S. A. E.S.P.
8. Distribuidora del Pacífico S. A. E.S.P.
9. Electrificadora de Santander S. A. E.S.P.
10. Electrificadora del Caquetá. S. A. E.S.P.
11. Electrificadora del Huila S. A. E.S.P.
12. Electrificadora del Meta S. A. E.S.P.
13. Empresa de Energía de Arauca S. A. E.S.P.
14. Empresa de Energía de Boyacá S. A. E.S.P.
15. Empresa de Energía de Cundinamarca S. A. E.S.P.
16. Empresa de Energía de Pereira S. A. E.S.P.
17. Empresa de Energía del Bajo Putumayo S. A. E.S.P.
18. Empresa de Energía del Casanare S. A. E.S.P.
19. Empresa de Energía del Pacífico S. A. E.S.P.
20. Empresa de Energía del Putumayo S. A. E.S.P.
21. Empresa de Energía del Quindío S. A. E.S.P.
22. Empresa de Energía del Valle del Sibundoy S. A. E.S.P.
23. Empresa de Energía Eléctrica del Departamento del Guaviare S. A. E.S.P.
24. Empresas Municipales de Cali EICE E.S.P.
25. Empresas Municipales de Cartago S. A. E.S.P.
26. Empresas Municipales de Energía Eléctrica S. A. E.S.P.
27. Empresas Públicas de Medellín S. A. E.S.P.
28. Ruitoque S. A. E.S.P.
CARGOS HORARIOS.
La determinación de los cargos horarios se realiza de la siguiente manera:
10.1 CURVAS DE CARGA TÍPICAS POR NIVEL DE TENSIÓN
Las curvas de carga deben reflejar el uso real que los usuarios hacen de los sistemas eléctricos en cada nivel de tensión.
Para obtener las curvas de carga típicas por nivel de tensión, los OR deben determinar el uso que los usuarios hacen de los sistemas eléctricos en cada uno de los niveles de tensión.
Para el nivel de tensión 1, las curvas pueden realizarse por muestreo de carga en los transformadores de distribución. El método utilizado para elaborar este tipo de curvas es decisión de cada empresa, el cual debe ser sustentado en documento aparte.
10.2 PERIODOS DE CARGA MÁXIMA, MEDIA Y MÍNIMA
Determinar los períodos de carga máxima, media y mínima en función de la curva de carga típica que fue estimada para cada nivel de tensión.
Un criterio para determinar estos períodos de carga se basa en el porcentaje de carga que se presenta en el sistema en una hora particular, referida a la carga máxima de la curva de carga. Los porcentajes recomendados para establecer estos períodos son los siguientes:
a) Período de carga máxima: horas en las cuales el porcentaje de carga es mayor al 85% de la potencia máxima;
b) Período de carga media: horas en las cuales el porcentaje de carga es mayor al 48% y menor o igual al 85% de la potencia máxima;
c) Período de carga mínima: las demás horas del día no consideradas en los períodos de carga máxima y media.
El número de períodos horarios resultantes dependerá de la forma de la curva de carga.
Una curva de carga plana, por ejemplo, no debe tener diferenciación de cargo por hora, porque claramente el uso que hace un usuario del sistema durante cualquier hora del día no causa un esfuerzo adicional al mismo.
10.3 CÁLCULO DE CARGOS HORARIOS
A partir del costo para cada OR en un mes y nivel de tensión determinados, el LAC calcula el cargo monomio por nivel de tensión y posteriormente los cargos monomios horarios, de acuerdo con la información entregada por el OR.
Los cargos para un nivel de tensión particular se calculan a partir del cargo acumulado, calculado para ese nivel de tensión, con las siguientes consideraciones:
a) Para la condición inicial, los costos que recupera la empresa utilizando los cargos monomios horarios son iguales a los que recupera con el cargo monomio;
b) Por definición de la Comisión, los cargos monomios horarios son proporcionales a la potencia promedio de cada período de carga.
Sean Hx, Hd, y Hm el número de horas asociadas con cada uno de los períodos horarios, determinados por los OR, de acuerdo con el punto 2 del procedimiento establecido.
Sean Px, Pd y Pm la potencia resultante de promediar las potencias (Pi) asociadas con las horas asignadas a cada uno de los períodos de carga.
Sea Dn el cargo monomio, en $ /kWh, acumulado para un nivel de tensión.
Se requieren calcular los cargos monomios horarios Dx, Dd y Dm:
Considerando que la magnitud de la energía de la hora i-ésima es igual a la magnitud de la potencia de la hora i-ésima (Pi) por tratarse de potencias promedios referidas a períodos de una hora, la primera condición establece que:
La segunda condición, definida por la Comisión, establece que los cargos monomios horarios son proporcionales a la potencia promedio resultante, de acuerdo con las horas asignadas a cada período de carga, lo cual quiere decir que:
Los cargos monomios horarios Dx, Dd y Dm se obtienen resolviendo el sistema de tres ecuaciones con tres incógnitas planteado en las ecuaciones anteriores.
CARGOS POR RESPALDO DE LA RED.
Los cargos por respaldo de la red son producto de acuerdo entre las partes y su costo es directamente proporcional a la capacidad que se requiere de respaldo y al cargo por uso del nivel de tensión donde se encuentre la conexión a ser respaldada, según la siguiente expresión:
Donde:
| CRESPu,n: | Costo de respaldo de red del usuario u, en COP, a ser descontado del ingreso anual en el nivel de tensión n. |
| Tm-1: | Costo por uso del STN, en $/kWh, vigente para el mes m-1 determinado conforme a la metodología vigente, considerando que el mes m es aquel en el que se firma el contrato de respaldo. |
| Dn,m-1: | Costo por uso de sistemas de distribución, en $/kWh, correspondiente al nivel de tensión n para el mes m-1, considerando que el mes m es aquel en el que se firma el contrato de respaldo. |
| Período: | Tiempo durante el cual se requiere el respaldo de red. El período mínimo es de un año calendario. El primer periodo de respaldo será igual al período restante del año en que se realice el contrato más el período anual completo del siguiente año. |
| Consumou: | Es el consumo estimado que se efectuaría en caso de que el usuario se conectara y consumiera energía todo el período a la red. Se debe calcular en kWh - período, en función de la capacidad requerida de respaldo y debe acompañarse de una curva de carga representativa. |
Los contratos que se suscriban deben tener en cuenta las siguientes consideraciones mínimas:
a) Se debe determinar la capacidad a ser contratada como respaldo de red y debe ser dispuesta en términos de energía, con su correspondiente curva de carga;
b) En el caso de que se acuerde un respaldo horario y se requiera respaldo en horas distintas a las contratadas, el OR no será responsable por el suministro de energía y, en caso de requerirse, deberá priorizar el suministro a los demás usuarios;
c) Los cargos por uso para el cálculo del valor del respaldo anual son los del STN y los del STR o SDL del nivel de tensión donde se encuentre conectado el usuario que requiere respaldo, del mes inmediatamente anterior al de suscripción del contrato;
d) Cuando el usuario que haya contratado un servicio de respaldo de red haga uso de él en el periodo sujeto de contrato, no pagará cargos por el uso del STN ni del STR y/o SDL por la energía transportada hasta el límite contratado en la vigencia respectiva;
e) El OR podrá instalar equipos para el control del respaldo otorgado.
COSTOS ASOCIADOS CON MUNTS.
Los costos asociados con la migración de usuarios a niveles de tensión superiores se determinan según la siguiente expresión:
Donde:
| CMUNTu,nI: | Costo asociado con el cambio de nivel de tensión de la conexión del usuario u, en COP, a ser descontado del ingreso anual en el nivel de tensión nI. |
| DnS,m: | Costo por uso de sistemas de distribución, en $/kWh, correspondiente al nivel de tensión n, al cual se solicita la migración, del mes m en el que se realiza la solicitud de migración. |
| DnI,m: | Costo por uso de sistemas de distribución, en $/kWh, correspondiente al nivel de tensión n, donde está conectado originalmente el usuario, para el mes m. |
| Consumou: | Consumo anual promedio, en kWh, del usuario que solicita la migración. |
| r: T | asa de remuneración de la actividad de distribución. |
| P: | Número de años resultantes de la diferencia entre 5 y los años completos en los que se han aplicado los cargos aprobados con base en la presente resolución. |
COSTOS DE TRANSPORTE DE ENERGÍA REACTIVA.
El costo del transporte de energía reactiva se efectuará con base en la siguiente expresión:
Donde:
| CTERu,n,m,j: | Costo de transporte de energía reactiva en exceso sobre el límite asignado al usuario u, en pesos, del nivel de tensión n, en el mes m, del sistema operado por el OR j. |
| ERu,m,j: | Cantidad de energía reactiva transportada en exceso sobre el límite asignado al usuario u, en el mes m, en el sistema del OR j, en kVAr. |
| Dn,m: | Costo por uso de sistemas de distribución para el transporte de energía reactiva, en $ /kVAr, correspondiente al nivel de tensión n para el mes m-1, igual en magnitud al costo por el uso del sistema de distribución. |
| M: | Variable asociada con el periodo mensual en el que se presenta el transporte de energía reactiva sobre el límite establecido, variando entre 4 y 12. |
Cuando el transporte de energía reactiva en exceso sobre el límite se presente durante cualquier período horario en diez (10) días o menos en un mismo mes calendario, la variable M será igual a 4.
Cuando el transporte de energía reactiva en exceso sobre el límite se presente durante cualquier período horario en más de diez (10) días en un mismo mes calendario, la variable M será igual a 4 durante los primeros 6 meses en los que se presente esta condición y, a partir del séptimo mes de transporte de energía reactiva con la misma condición, esta variable se incrementará mensualmente en una unidad hasta alcanzar el valor de 12.
El pago del costo de transporte de energía reactiva se deberá efectuar cuando un OR o un usuario final se encuentre incurso en alguna de las siguientes condiciones:
a) Cuando la energía reactiva (kVArh) inductiva consumida por un OR sea mayor al cincuenta por ciento (50%) de la energía activa (kWh) que le es entregada en cada periodo horario. En este caso, para calcular el exceso de transporte de energía reactiva se deberá sumar la energía reactiva horaria de los puntos de frontera de su sistema, entendiéndose como punto frontera los puntos de conexión con otros sistemas (STN, OR) en un mismo nivel de tensión. El balance se calculará con base en las sumas aritméticas, considerando la dirección, de los flujos de energía activa y reactiva a través de dichos puntos de frontera. El pago se distribuirá entre los OR que transportan dicha energía reactiva a prorrata de la cantidad de kVAr transportados;
b) Cuando un usuario final registre en su frontera comercial un consumo de energía reactiva inductiva superior al cincuenta por ciento (50%) de la energía activa (kWh) que le es entregada en cada periodo horario. En caso que la energía activa sea igual a cero (0) en algún periodo y exista transporte de energía reactiva inductiva, el costo del transporte de energía reactiva se efectuará sobre la totalidad de energía reactiva registrada en dicho período;
c) Cuando un usuario registre en su frontera comercial transporte de energía reactiva capacitiva, se cobrará el costo de transporte de energía reactiva sobre la totalidad de energía reactiva registrada.
UC PARA VALORACIÓN DE ACTIVOS NUEVOS.
En este Capítulo se definen las UC de los STR y SDL para la valoración de las inversiones en niveles de tensión 4, 3 y 2 a realizar durante el periodo tarifario, las áreas típicas asociadas a las UC de subestaciones y el listado de elementos y costos para la valoración de las nuevas inversiones de nivel de tensión 1.
14.1 UC DE NIVELES DE TENSIÓN 4, 3 Y 2
Las UC establecidas por la Comisión contienen los equipos y accesorios necesarios para la prestación del servicio con los niveles de calidad exigidos por la CREG, cumpliendo con la normatividad vigente en materia de seguridad.
Para la clasificación de los activos en las UC se tendrá en cuenta lo siguiente:
14.1.1 UC asociadas a subestaciones
a) Se considerarán como activos de conexión al STN las siguientes UC: la bahía de transformador con tensión mayor o igual a 220 kV, el transformador con una tensión primaria mayor o igual a 220 kV y secundaria cualquier tensión inferior a 220 kV y la bahía de transformador del lado de baja;
b) Pertenecen a nivel de tensión 4 todas las UC que sirven en forma exclusiva este nivel de tensión, tales como: bahías de líneas, líneas con tensiones de operación que pertenecen a este nivel de tensión, módulos comunes de subestación, los módulos de barraje, módulos de compensación y las bahías de conexión correspondientes, bahías de maniobra, los transformadores con tensión primaria y secundaria en este nivel de tensión y los activos de conexión al STN;
c) Para las UC de transformadores de potencia se define un componente de costo fijo de instalación y un componente de costo variable por MVA para cada tipo de transformador y nivel de tensión. El OR debe reportar para cada nivel de tensión el tipo de transformador con su capacidad asociada en MVA;
d) Se definen UC de equipos en niveles de tensión 4, 3 y 2, que corresponden a elementos no incluidos en las UC de subestaciones del respectivo nivel de tensión y que el OR puede reportar en forma separada, en caso de contar con estos equipos en su sistema;
e) Las bahías de conexión de equipos de compensación se asimilan a las UC de bahía de línea para la respectiva configuración y nivel de tensión;
f) El módulo común es el conjunto de equipos y obras comunes que sirven a toda una subestación y está compuesto por servicios auxiliares, malla de puesta a tierra y obras civiles de la subestación no asociadas a una UC en particular;
g) Los elementos de protección de barras, sistemas de control y comunicaciones se reconocen como UC de equipos;
h) El edificio de control se reconoce como una UC denominada casa de control;
i) La UC de módulo común se define en función del número de bahías existentes en la subestación. La cantidad de celdas no se considera para efectos de definir el tipo de módulo común de la subestación;
j) Se debe reportar solamente una UC de módulo común por subestación y debe corresponder al nivel de tensión más alto de la subestación a excepción de las subestaciones de conexión en cuyo caso el módulo común estará referenciado a la tensión del secundario del transformador de conexión;
k) En subestaciones de nivel de tensión 4, se definen dos grupos de UC de módulos comunes dependiendo de si se trata de subestaciones convencionales o encapsuladas así: módulo común tipo 1 para S/E de 1 a 4 bahías, módulo común tipo 2 para S/E de 5 a 8 bahías, módulo común tipo 3 para S/E de 9 a 12 bahías y módulo común tipo 4 para S/E con más de 12 bahías;
l) En subestaciones de nivel de tensión 4, las UC de módulo de barraje se asocian con el número de bahías de este nivel de tensión existentes en la subestación así: módulo de barraje tipo 1 para S/E de 1 a 4 bahías; módulo de barraje tipo 2 para S/E de 5 a 8 bahías; módulo de barraje tipo 3 para S/E de 9 a 12 bahías y módulo de barraje tipo 4 para S/E con más de 12 bahías;
m) En subestaciones de nivel de tensión 3, se definen 4 UC de módulo común: módulo común tipo 1 para S/E de 1 a 2 bahías, módulo común tipo 2 para S/E de 3 a 4 bahías, módulo común tipo 3 para S/E con más de 4 bahías y módulo común tipo 4 para S/E con celdas en el lado de alta y que no tienen bahías;
n) En subestaciones de nivel de tensión 3, las UC de módulo de barraje se asocian al número de bahías de este nivel de tensión existentes en la subestación así: módulo de barraje tipo 1 para S/E de 1 a 2 bahías; módulo de barraje tipo 2 para S/E de 3 a 4 bahías; módulo de barraje tipo 3 para S/E con más de 4 bahías;
o) En subestaciones de nivel de tensión 2, las UC de módulo de barraje se asocian al número de bahías o módulos de este nivel de tensión existentes en la subestación así: módulo de barraje tipo 1 para S/E de 1 a 2 bahías; módulo de barraje tipo 2 para S/E de 3 a 4 bahías; módulo de barraje Tipo 3 para S/E con más de 4 bahías;
p) El costo de la casa de control de la subestación se define en función del área resultante de la cantidad de bahías y celdas existentes en la subestación más las áreas generales de acuerdo con las áreas reconocidas conforme a la siguiente expresión:
Donde:
| CECn,s: | Costo del edificio de control de la subestación s con nivel de tensión n en el lado de alta, (n = 3 o 4). |
| AGn,s: | Área general de la subestación s con nivel de tensión n en el lado de alta, (n = 3 o 4) |
| ABh: | Área reconocida para cualquier bahía de transformador o de línea de nivel de tensión 3, 4 o conexión al STN o para cualquier transformador de potencia de la subestación. |
| Bhn,s: | Número de bahías de transformador y de línea de los niveles de tensión 3, 4 y conexión al STN y transformadores de potencia existentes en la subestación s. |
| ACe: | Área reconocida para cualquier celda de la subestación de nivel de tensión 3 o 4. |
| Cen,s: | Número de celdas en operación en la subestación s con nivel de tensión n en el lado de alta, (n = 3, 4 o 5 – Conexión al STN). Incluyendo las celdas de respaldo reconocidas. |
| CC: | Costo por metro cuadrado del edificio de control de la subestación igual a $ 2.300.000/m2 ($ de diciembre de la fecha de corte); |
q) El OR deberá reportar el área obtenida de la aplicación de la anterior fórmula para cada subestación que cuente con casa de control;
r) Las bahías de transformación, distintas a las asociadas con los transformadores de conexión al STN, se asocian con el nivel de tensión del secundario del transformador;
s) El costo de los transformadores tridevanados y sus bahías asociadas, se repartirá de la siguiente manera en los Niveles de Tensión:
Donde:
| CL: | Costo del transformador tridevanado y de sus bahías de transformación, asignable al Nivel de Tensión L (secundario). |
| CT: | Costo del transformador tridevanado y de sus bahías de transformación, asignable al Nivel de Tensión T (terciario). |
| CTRF: | Costo del transformador tridevanado |
| PL: | Potencia nominal del devanado secundario (Nivel de Tensión L). |
| PT: | Potencia nominal del devanado terciario. |
| CB: | Costo de la Bahía de Transformación del lado de alta tensión del transformador tridevanado; |
t) En consideración a los estándares de calidad del servicio que debe cumplir el OR, se permite remunerar una celda de reserva existente por cada 6 celdas que estén en operación en las subestaciones donde se solicite el reconocimiento de dichos activos;
u) Cuando se encuentre que la asimilación de activos a UC efectuadas por los OR no se ajusta a los elementos y cantidades establecidas para la UC, porque los elementos existentes representan menos del 70% del valor de la UC asimilada, la Comisión podrá valorar de manera independiente estos elementos.
14.1.2 UC asociadas a líneas
a) Para las líneas subterráneas de nivel de tensión 4 la UC incluye el conductor más las canalizaciones;
b) Para líneas subterráneas de niveles de tensión 3 y 2 el OR debe reportar solamente una UC de canalización y por separado las respectivas UC de conductores de cada nivel de tensión;
c) Se definen UC de equipos en los niveles de 4, 3 y 2, que corresponden a elementos no incluidos en las UC de líneas del respectivo nivel de tensión y que el OR puede reportar en forma separada, en caso de contar con estos equipos en su sistema;
d) En el caso de líneas de niveles de tensión 3 y 2 sobrepuestas, se reconocerá el 100% de la UC del nivel de tensión superior y el 60% de la UC del nivel de tensión inferior. En el caso de líneas sobrepuestas del mismo nivel de tensión se reconoce el 100% de la UC de mayores especificaciones y el 60% de la UC con menores especificaciones;
e) Para las UC de líneas aéreas de nivel de tensión 4 se definen los siguientes tipos de conductores: conductor DN41, para conductores en aluminio con calibres menores o iguales al 336 kcmil, conductor DN4-2, para conductores en aluminio con calibres mayores que el 336 kcmil y menores o iguales que el 477 kcmil; conductor DN43, para conductores en aluminio con calibres mayores que el 477 kcmil y menores o iguales que el 605 kcmil y conductor DN44 para conductores en aluminio con calibres mayores que el 605 kcmil y menores o iguales a 795 kcmil;
f) Para las UC de líneas compactas de nivel de tensión 4 se definen los siguientes tipos de conductores: conductor DN45 para cable de red compacta XLPE 800 mm2, conductor DN46 para cable de red compacta XLPE 1000 mm2 y conductor DN47 para cable de red compacta XLPE 1200 mm2;
g) Para las UC de líneas aéreas de nivel de tensión 3, se definen los siguientes tipos de conductores: desnudos: conductor DN31, para conductores en aluminio con calibres menores o iguales al No. 2/0 AWG; conductor DN32, para conductores en aluminio con calibres mayores que el No. 2/0 AWG y menores o iguales que el 266 AWG y conductor DN33 para conductores en aluminio con calibres mayores que el 266 AWG;
h) Para las UC de líneas aéreas de nivel de tensión 3, se definen los siguientes tipos de conductores semiaislados: conductor SAN31, para conductor tipo 1 esto es 3 conductores 1/0 AACC aislado para fase y un conductor 1/0 ACSR/AW-AWAC para neutro y conductor SAN32, para conductor tipo 2 esto es tres conductores 266.8 AAAC aislados y un conductor 1/0 ACSR/AW-AWAC para neutro;
i) Para las UC de líneas aéreas de nivel de tensión 2, se definen los siguientes tipos de conductores desnudos: conductor DN21, para conductores desnudos en aluminio con calibres menores o iguales al No. 2 AWG; conductor DN22 para conductores desnudos en aluminio con calibres No. 1/0 AWG y No. 2/0 AWG, conductor DN23 para conductores desnudos en aluminio con calibres mayores que el No. 2/0 AWG; conductor DN24 para conductores desnudos en cobre con calibres menores o iguales al No. 2 AWG y conductor DN25 para conductores desnudos en cobre con calibres mayores al No. 2 AWG;
j) Para las UC de líneas aéreas de nivel de tensión 2, se definen los siguientes tipos de conductores semiaislados: conductor SAN21, para conductores con calibres menores o iguales al No. 2 AWG, conductor SAN22 para conductores de calibres No. 1/0 y No. 2/0 AWG y conductor SAN23 para conductores con calibres mayores que el No. 2/0 AWG;
k) Los conductores de redes subterráneas aislados a 44 kV deben reportarse como UC de conductor de 35 kV y se les reconocerá un ajuste del 17%. Para esto se debe reportar el nivel de aislamiento real;
l) Para las líneas de niveles de tensión 4, 3 y 2 se deberán reportar los apoyos georreferenciados y seleccionar el tipo de conductor correspondiente de los tramos de la línea;
m) El costo anual equivalente de las UC correspondientes a centros de control, se distribuirá en igual proporción entre los niveles de tensión 4, 3 y 2;
n) Cuando se encuentre que la asimilación de activos a UC efectuadas por los OR no se ajusta a los elementos y cantidades establecidas para la UC, porque los elementos existentes representan menos del 70% del valor de la UC asimilada, la Comisión podrá valorar de manera independiente estos elementos;
o) Para el reconocimiento de los costos asociados a las servidumbres de líneas, se reconocerá el mayor valor entre el catastral del terreno afectado y aquel consignado en la respectiva escritura pública que haya estado precedida por un proceso judicial y/o administrativo de imposición de servidumbre y/o de reconocimiento del respectivo derecho.
En este listado se establecen los costos de referencia para cada UC, para las UC de transformadores y equipos de compensación se establece adicionalmente el costo unitario de instalación.
Tabla número 1 UC de módulos de transformador de conexión al STN y otros.
| UC | DESCRIPCIÓN | VALOR INSTALADO [$ dic 2012] |
| N5S1 | Bahía de Transformador Configuración DBB, 500 kV | 641.144.000 |
| N5S2 | Bahía de Transformador, barra sencilla, 230 kV | 385.202.000 |
| N5S3 | Bahía de Transformador, barra principal y transferencia, 230 kV | 514.478.000 |
| N5S4 | Bahía de Transformador, doble barra, 230 kV | 484.421.000 |
| N5S5 | Bahía de Transformador, doble barra más transferencia, 230 kV | 620.271.000 |
| N5S6 | Bahía de Transformador, doble barra más seccionador de by pass, 230 kV | 591.901.000 |
| N5S7 | Bahía de Transformador, interruptor y medio 230 kV | 542.946.000 |
| N5S8 | Bahía de Transformador, anillo, 230 kV | 473.103.000 |
| N5S9 | Bahía de Transformador, doble barra encapsulada, 230 kV | 2.586.348.000 |
Tabla número 2 UC de equipos de subestación de nivel de tensión 4
| UC | DESCRIPCIÓN | VALOR INSTALADO[$ dic 2012] |
| N4S1 | Bahía de línea - configuración barra sencilla - tipo convencional | 348.728.000 |
| N4S2 | Bahía de transformador - configuración barra sencilla - tipo convencional | 282.790.000 |
| N4S3 | Bahía de línea - configuración barra doble - tipo convencional | 410.051.000 |
| N4S4 | Bahía de transformador - configuración barra doble - tipo convencional | 370.925.000 |
| N4S5 | Bahía de línea - configuración barra doble con by pass - tipo convencional | 509.106.000 |
| N4S6 | Bahía de transformador - configuración barra doble con by pass - tipo convencional | 502.887.000 |
| N4S7 | Bahía de línea - configuración barra principal y transferencia - tipo convencional | 441.960.000 |
| N4S8 | Bahía de transformador - configuración barra principal y transferencia - tipo convencional | 407.483.000 |
| N4S9 | Bahía de línea - configuración interruptor y medio - tipo convencional | 422.805.000 |
| N4S10 | Bahía de transformador - configuración interruptor y medio - tipo convencional | 416.696.000 |
| N4S11 | Bahía de línea - configuración en anillo - tipo convencional | 402.893.000 |
| N4S12 | Bahía de transformador - configuración en anillo - tipo convencional | 396.748.000 |
| N4S13 | Bahía de línea - configuración barra sencilla - tipo encapsulada (sf6) | 1.263.773.000 |
| N4S14 | Bahía de transformador - configuración barra sencilla - tipo encapsulada(sf6) | 1.236.961.000 |
| N4S15 | Bahía de línea - configuración barra doble - tipo encapsulada (sf6) | 1.264.754.000 |
| N4S16 | Bahía de transformador - configuración barra doble - tipo encapsulada(sf6) | 1.237.942.000 |
| N4S17 | Bahía de línea - configuración barra doble con seccionador de transferencia - tipo convencional | 512.114.000 |
| N4S18 | Bahía de transformador - barra doble con seccionador de transferencia - tipo convencional | 505.327.000 |
| N4S19 | Corte central configuración interruptor y medio - tipo convencional | 266.413.000 |
| N4S20 | Bahía de transferencia configuración barra principal y transferencia - tipo convencional | 185.281.000 |
| N4S21 | Bahía de acople configuraciones con doble barra | 313.386.000 |
| N4S22 | Bahía de seccionamiento configuraciones barra sencilla | 184.989.000 |
| N4S23 | Bahía de seccionamiento configuraciones con doble barra | 346.512.000 |
| N4S24 | Bahía de maniobra - (seccionamiento de barras sin interruptor) - tipo convencional | 135.898.000 |
| N4S25 | Bahía de maniobra - tipo encapsulada (sf6) | 1.054.072.000 |
| N4S26 | Módulo de barraje tipo 1 - configuración barra sencilla - tipo convencional | 115.420.000 |
| N4S27 | Módulo de barraje tipo 2 - configuración barra sencilla - tipo convencional | 156.778.000 |
| N4S28 | Módulo de barraje tipo 3 - configuración barra sencilla - tipo convencional | 175.944.000 |
| N4S29 | Módulo de barraje tipo 4 - configuración barra sencilla - tipo convencional | 210.269.000 |
| N4S30 | Módulo de barraje tipo 1 - configuración barra doble - tipo convencional | 120.251.000 |
| N4S31 | Módulo de barraje tipo 2 - configuración barra doble - tipo convencional | 170.042.000 |
| N4S32 | Módulo de barraje tipo 3 - configuración barra doble - tipo convencional | 219.833.000 |
| N4S33 | Módulo de barraje tipo 4 - configuración barra doble - tipo convencional | 269.624.000 |
| N4S34 | Módulo de barraje tipo 1 - configuración barra doble con by pass - tipo convencional | 97.563.000 |
| N4S35 | Módulo de barraje tipo 2 - configuración barra doble con by pass - tipo convencional | 147.354.000 |
| N4S36 | Módulo de barraje tipo 3 - configuración barra doble con by pass - tipo convencional | 197.145.000 |
| N4S37 | Módulo de barraje tipo 4 - configuración barra doble con by pass - tipo convencional | 246.936.000 |
| UC | DESCRIPCIÓN | VALOR INSTALADO[$ dic 2012] |
| N4S38 | Módulo de barraje tipo 1 - configuración barra principal y transferencia - tipo convencional | 95.775.000 |
| N4S39 | Módulo de barraje tipo 2 - configuración barra principal y transferencia - tipo convencional | 143.503.000 |
| N4S40 | Módulo de barraje tipo 3 - configuración barra principal y transferencia - tipo convencional | 191.230.000 |
| N4S41 | Módulo de barraje tipo 4 - configuración barra principal y transferencia - tipo convencional | 238.957.000 |
| N4S42 | Módulo de barraje tipo 2 - configuración interruptor y medio - tipo convencional | 216.866.000 |
| N4S43 | Módulo de barraje tipo 3 - configuración interruptor y medio - tipo convencional | 317.532.000 |
| N4S44 | Módulo de barraje tipo 4 - configuración interruptor y medio - tipo convencional | 392.637.000 |
| N4S45 | Módulo de barraje tipo 1 - barra doble con seccionador de transferencia - tipo convencional | 60.403.000 |
| N4S46 | Módulo de barraje tipo 2 - barra doble con seccionador de transferencia - tipo convencional | 84.880.000 |
| N4S47 | Módulo de barraje tipo 3 - barra doble con seccionador de transferencia - tipo convencional | 100.753.000 |
| N4S48 | Módulo de barraje tipo 4 - barra doble con seccionador de transferencia - tipo convencional | 125.230.000 |
| N4S49 | Módulo común tipo 1 (1 a 4 bahías) - tipo convencional - cualquier configuración | 382.420.000 |
| N4S50 | Módulo común tipo 2 (5 a 8 bahías) - tipo convencional - cualquier configuración | 630.736.000 |
| N4S51 | Módulo común tipo 3 (9 a 12 bahías) - tipo convencional - cualquier configuración | 1.017.471.000 |
| N4S52 | Módulo común tipo 4 (más de 12 bahías) - tipo convencional - cualquier configuración | 1.082.310.000 |
| N4S53 | Módulo común tipo 1 (1 a 4 bahías) - tipo encapsulada - cualquier configuración | 144.764.000 |
| N4S54 | Módulo común tipo 2 (5 a 8 bahías) - tipo encapsulada - cualquier configuración | 181.434.000 |
| N4S55 | Módulo común tipo 3 (9 a 12 bahías) - tipo encapsulada - cualquier configuración | 227.890.000 |
| N4S56 | Módulo común tipo 4 (más de 12 bahías) - tipo encapsulada - cualquier configuración | 315.854.000 |
| N4S57 | Bahía de compensación paralela en línea fija - cualquier configuración - tipo convencional | 302.444.000 |
| N4S58 | Bahía de compensación paralela en línea maniobrable - cualquier configuración - convencional | 388.215.000 |
| N4S59 | Campo móvil encapsulado nivel 4 | 2.061.529.000 |
| N4S60 | Casa de control nivel de tensión 4 ($/m2) | 2.300.000 |
Tabla número 3 UC de equipos de subestación de nivel de tensión 3
| UC | DESCRIPCIÓN | VALOR INSTALADO[$ dic 2012] |
| N3S1 | Bahía de línea - configuración barra sencilla -tipo convencional | 158.192.000 |
| N3S2 | Bahía de transformador - configuración barra sencilla - tipo convencional | 117.676.000 |
| N3S3 | Bahía de línea - configuración barra doble - tipo convencional | 188.203.000 |
| N3S4 | Bahía de transformador - configuración barra doble - tipo convencional | 161.067.000 |
| N3S5 | Bahía de línea - configuración barra principal y transferencia - tipo convencional | 188.800.000 |
| N3S6 | Bahía de transformador - configuración barra principal y transferencia - tipo convencional | 165.263.000 |
| N3S7 | Bahía de línea - configuración barra sencilla - tipo encapsulada (SF6) | 372.810.000 |
| N3S8 | Bahía de transformador - configuración barra sencilla - tipo encapsulada (SF6) | 354.211.000 |
| N3S9 | Bahía de línea - configuración barra doble - tipo encapsulada (SF6) | 372.810.000 |
| N3S10 | Bahía de transformador - configuración barra doble - tipo encapsulada (SF6) | 354.211.000 |
| N3S11 | Celda de llegada o salida - subestación tipo interior | 231.762.000 |
| N3S12 | Bahía de llegada o salida - subestación convencional reducida | 79.129.000 |
| N3S13 | Bahía de llegada o salida - subestación reducida o rural | 8.787.000 |
| N3S14 | Bahía de acople - tipo convencional | 125.645.000 |
| N3S15 | Bahía de acople - tipo encapsulada (SF6) | 290.396.000 |
| N3S36 | Gabinete de llegada o salida - subestación aislada en sf6 - barra sencilla | 286.380.000 |
| N3S37 | Cables de salida de circuito - subestación tipo interior | 26.131.000 |
| N3S16 | Módulo de barraje - barra sencilla - tipo convencional - tipo 1 | 34.615.000 |
| N3S17 | Módulo de barraje - barra sencilla - tipo convencional - tipo 2 | 50.548.000 |
| N3S18 | Módulo de barraje - barra sencilla - tipo convencional - tipo 3 | 50.604.000 |
| N3S19 | Módulo de barraje - barra doble - tipo 1 | 37.037.000 |
| N3S20 | Módulo de barraje - barra doble - tipo 2 | 73.020.000 |
| N3S21 | Módulo de barraje - barra doble - tipo 3 | 91.068.000 |
| N3S22 | Módulo de barraje - barra principal y transferencia - tipo convencional - tipo 1 | 37.037.000 |
| N3S23 | Módulo de barraje - barra principal y transferencia - tipo convencional - tipo 2 | 73.020.000 |
| N3S24 | Módulo de barraje - barra principal y transferencia - tipo convencional - tipo 3 | 91.068.000 |
| N3S25 | Módulo común - tipo 1 (1 a 3 bahías) tipo convencional o encapsulada exterior | 123.036.000 |
| N3S26 | Módulo común - tipo 2 (4 a 6 bahías) tipo convencional o encapsulada exterior | 164.361.000 |
| N3S27 | Módulo común - tipo 3 (más de 6 bahías) tipo convencional o encapsulada exterior | 195.168.000 |
| N3S28 | Módulo común - tipo 4 - tipo interior | 65.651.000 |
| N3S35 | Módulo común - tipo 5 - reducida exterior | 24.736.000 |
| N3S29 | Subestación móvil 30 MVA | 1.754.509.000 |
| N3S30 | Subestación móvil 15 MVA | 1.363.257.000 |
| N3S31 | Subestación móvil 21 MVA | 1.353.843.000 |
| N3S32 | Subestación móvil 7.5 MVA | 483.515.000 |
| N3S33 | Subestación simplificada (rural) | 16.869.000 |
| N3S34 | Casa de control nivel de tensión 3 ($/m2) | 2.300.000 |
Tabla número 4 UC de equipos de subestación de nivel de tensión 2.
| UC | DESCRIPCIÓN | VALOR INSTALADO[$ dic 2012] |
| N2S1 | Bahía de línea - configuración barra sencilla - tipo convencional | 106.072.000 |
| N2S2 | Bahía de transformador - configuración barra sencilla - tipo convencional | 80.170.000 |
| N2S3 | Bahía de línea - configuración barra doble - tipo convencional | 130.861.000 |
| N2S4 | Bahía de transformador - configuración barra doble - tipo convencional | 129.658.000 |
| N2S5 | Bahía de línea - configuración barra principal y transferencia - tipo convencional | 131.470.000 |
| N2S6 | Bahía de transformador - configuración barra principal y transferencia - tipo convencional | 130.327.000 |
| UC | DESCRIPCIÓN | VALOR INSTALADO[$ dic 2012] |
| N2S7 | Bahía de acople o seccionamiento (configuraciones en que aplica) - tipo convencional | 90.235.000 |
| N2S8 | Celda de salida de circuito - barra sencilla - subestación tipo interior | 101.889.000 |
| N2S9 | Celda de interconexión o de acople - barra sencilla - subestación tipo interior | 85.604.000 |
| N2S10 | Cables llegada transformador - subestación tipo interior | 37.138.000 |
| N2S11 | Celda de salida de circuito - doble barra - subestación tipo interior | 127.337.000 |
| N2S12 | Celda de interconexión o de acople - doble barra - subestación tipo interior | 92.389.000 |
| N2S13 | Gabinete de salida - subestación aislada en sf6 - barra sencilla | 185.410.000 |
| N2S14 | Módulo de barraje - barra sencilla tipo 1 | 27.020.000 |
| N2S15 | Módulo de barraje - barra sencilla tipo 2 | 40.448.000 |
| N2S16 | Módulo de barraje - barra sencilla tipo 3 | 40.496.000 |
| N2S17 | Módulo de barraje - barra doble tipo 1 | 30.208.000 |
| N2S18 | Módulo de barraje - barra doble tipo 2 | 63.503.000 |
| N2S19 | Módulo de barraje - barra doble tipo 3 | 80.200.000 |
| N2S20 | Módulo de barraje - barra principal y transferencia - tipo 1 | 30.208.000 |
| N2S21 | Módulo de barraje - barra principal y transferencia - tipo 2 | 63.503.000 |
| N2S22 | Módulo de barraje - barra principal y transferencia - tipo 3 | 80.200.000 |
Tabla número 5 Unidades constructivas de líneas de nivel de tensión 4
| UC | DESCRIPCIÓN | VALOR INSTALADO[$ dic 2012] |
| N4L1 | Estructura de concreto de 25 m línea aérea desnuda - circuito sencillo – suspensión | 46.681.000 |
| N4L2 | Estructura de concreto de 25 m línea aérea desnuda - circuito sencillo – retención | 51.429.000 |
| N4L3 | Estructura de concreto de 25 m línea aérea desnuda - circuito doble – suspensión | 58.991.000 |
| N4L4 | Estructura de concreto de 25 m línea aérea desnuda - circuito doble – retención | 66.142.000 |
| N4L5 | Poste metálico de 27 m línea aérea desnuda - circuito sencillo – suspensión | 74.658.000 |
| N4L6 | Poste metálico de 27 m línea aérea desnuda - circuito sencillo – retención | 98.084.000 |
| N4L7 | Poste metálico de 27 m línea aérea desnuda - circuito doble – suspensión | 86.968.000 |
| N4L8 | Poste metálico de 27 m línea aérea desnuda - circuito doble – retención | 112.797.000 |
| N4L9 | Torre metálica línea aérea desnuda - circuito sencillo - suspensión | 80.305.000 |
| N4L10 | Torre metálica línea aérea desnuda - circuito sencillo - retención | 100.118.000 |
| N4L11 | Torre metálica línea aérea desnuda - circuito doble - suspensión | 92.494.000 |
| N4L12 | Torre metálica línea aérea desnuda - circuito doble - retención | 118.539.000 |
| N4L13 | Poste metálico de 29 m– línea aérea compacta - circuito sencillo – suspensión | 73.778.000 |
| N4L14 | Poste metálico de 29 m– línea aérea compacta - circuito sencillo – retención | 96.385.000 |
| N4L15 | Poste metálico de 29 m– línea aérea compacta - circuito doble – suspensión | 86.134.000 |
| N4L16 | Poste metálico de 29 m– línea aérea compacta - circuito doble- retención | 111.143.000 |
| N4L50 | km conductores desnudos en aluminio tipo DN41 | 7.180.000 |
| N4L51 | km conductores desnudos en aluminio tipo DN42 | 8.146.000 |
| N4L52 | km conductores desnudos en aluminio tipo DN43 | 13.114.000 |
| N4L53 | km conductores desnudos en aluminio tipo DN44 | 15.603.000 |
| N4L54 | km cable para red compacta tipo DN45 | 225.073.000 |
| N4L55 | km cable para red compacta tipo DN46 | 275.073.000 |
| N4L56 | km cable para red compacta tipo DN47 | 325.073.000 |
| N4L57 | km conductor aislado línea submarina calibre 500 kcmil para 110 kV | 1.596.980.000 |
| N4L58 | km cable de fibra óptica all-dielectric self-supporting (adss) monomodo | 8.438.000 |
| N4L59 | km cable de fibra óptica tipo adosada | 17.438.000 |
| N4L60 | km circuito sencillo 115 kV- 1 subconductor/fase - Banco de ductos | 2.778.656.000 |
| N4L61 | km circuito sencillo 115 kV- 1 subconductor/fase - Box- Culvert | 2.873.540.000 |
| N4L62 | km circuito doble 115 kV- 1 subconductor/fase - Banco de ductos | 4.824.501.000 |
| N4L63 | km circuito doble 115 kV- 1 subconductor/fase - Box- Culvert | 5.365.460.000 |
| N4L64 | km cable de fibra óptica monomodo (OPGW)- 24 fibras | 4.713.000 |
| N4L65 | km cable alumoweld 7 No.6 | 11.438.000 |
| N4L66 | km cable alumoweld 7 No.8 | 9.372.000 |
| N4L67 | km cable de acero 3/8” | 3.638.000 |
| N4L68 | Sistema de puesta a tierra para postes diseño típico de acuerdo con el tipo de estructura | 1.290.000 |
| N4L69 | Sistema de puesta a tierra para torres diseño típico de acuerdo con el tipo de estructura | 1.410.000 |
Tabla número 6 UC de líneas de nivel de tensión 3.
| UC | DESCRIPCIÓN | VALOR INSTALADO[$ dic 2012] |
| N3L1 | Poste de concreto de 14 m 750 kg Poste simple - Circuito sencillo - suspensión | 4.248.000 |
| N3L2 | Poste de concreto de 14 m 750 kg Poste simple - Circuito sencillo - retención | 6.642.000 |
| N3L3 | Poste de concreto de 14 m 750 kg Poste simple - Circuito doble - suspensión | 4.733.000 |
| N3L4 | Poste de concreto de 14 m 750 kg Poste simple - Circuito doble - retención | 6.287.000 |
| N3L5 | Poste de concreto de 14 m 750 kg Postes en H - Circuito sencillo - suspensión | 7.352.000 |
| N3L6 | Poste de concreto de 14 m 750 kg Postes en H - Circuito sencillo - retención | 11.056.000 |
| N3L7 | Poste de concreto de 14 m 750 kg Postes en H - Circuito doble - suspensión | 7.836.000 |
| N3L8 | Poste de concreto de 14 m 750 kg Postes en H - Circuito doble - retención | 12.207.000 |
| N3L9 | Estructura de concreto (2000 kg 27m) – suspensión | 21.093.000 |
| N3L10 | Estructura de concreto (3000 kg 27 m) – retención | 23.991.000 |
| N3L11 | Torrecilla - Circuito sencillo – suspensión | 11.518.000 |
| N3L12 | Torrecilla - Circuito sencillo – retención | 15.906.000 |
| N3L13 | Torrecilla de - Circuito doble – suspensión | 12.753.000 |
| N3L14 | Torrecilla de - Circuito doble – retención | 17.721.000 |
| N3L15 | Poste de PRFV de 14 m 750 kg- Poste simple - Circuito sencillo - suspensión | 13.687.000 |
| UC | DESCRIPCIÓN | VALOR INSTALADO[$ dic 2012] |
| N3L16 | Poste de PRFV de 14 m 750 kg- Poste simple - Circuito sencillo - retención | 16.081.000 |
| N3L17 | Poste de PRFV de 14 m 750 kg- Poste simple - Circuito doble - suspensión | 14.171.000 |
| N3L18 | Poste de PRFV de 14 m 750 kg- Poste simple - Circuito doble - retención | 17.232.000 |
| N3L19 | Poste de PRFV de 14 m 750 kg- Postes en H - Circuito sencillo - suspensión | 26.228.000 |
| N3L20 | Poste de PRFV de 14 m 750 kg- Postes en H - Circuito sencillo - retención | 29.933.000 |
| N3L21 | Poste de PRFV de 14 m 750 kg- Postes en H - Circuito doble - suspensión | 26.713.000 |
| N3L22 | Poste de PRFV de 14 m 750 kg- Postes en H - Circuito doble - retención | 31.083.000 |
| N3L50 | km conductores desnudos en aluminio tipo DN31 | 3.863.000 |
| N3L51 | km conductores desnudos en aluminio tipo DN32 | 6.276.000 |
| N3L52 | km conductores desnudos en aluminio tipo DN33 | 7.020.000 |
| N3L53 | km conductores semiaislados tipo SAN31 | 95.575.000 |
| N3L54 | km conductores semiaislados tipo SAN32 | 137.931.000 |
| N3L55 | km red urbana - 3 Cables monopolares 750 MCM aislamiento 35 kV | 482.906.000 |
| N3L56 | km red urbana - 3 Cables monopolares 500 MCM aislamiento 35 kV | 370.739.000 |
| N3L57 | km red urbana - 3 Cables monopolares 350 MCM aislamiento 35 kV | 288.417.000 |
| N3L58 | km red urbana - 3 Cables monopolares 4/0 AWG aislamiento 35 kV | 223.883.000 |
| N3L59 | km red urbana- 3 Cables monopolares 1/0 AWG aislamiento 35 kV | 186.642.000 |
| N3L60 | km red - Canalización 4*6” | 697.956.000 |
| N3L61 | km red - Canalización 6*6” | 851.427.000 |
| N3L62 | Cable de guarda de 1/4” acero | 3.345.000 |
| N3L63 | Cable de guarda Alumoweld 3 No. 8 | 8.135.000 |
Tabla número 7 UC de líneas de nivel de tensión 2.
| UC | DESCRIPCIÓN | VALOR INSTALADO[$ dic. 2012] |
| N2L1 | Poste de concreto de 12 m 510 kg – suspensión | 2.344.000 |
| N2L2 | Poste de concreto de 12 m 1050 kg – retención | 2.804.000 |
| N2L3 | Poste de concreto de 12 m 750 kg - retención | 2.835.000 |
| N2L4 | Poste de PRFV de 12 m 510 kg – suspensión | 3.835.000 |
| N2L5 | Poste de PRFV de 12 m 1050 kg – retención | 4.812.000 |
| N2L6 | Poste de PRFV de 12 m 750 kg - retención | 4.450.000 |
| N2L7 | km canalización urbana 2x4” | 334.494.000 |
| N2L8 | km canalización urbana 4x4” | 439.025.000 |
| N2L9 | km canalización urbana 6x4” | 535.219.000 |
| N2L10 | km canalización urbana 6x4” y 3x6” | 917.413.000 |
| N2L50 | km conductores desnudos en aluminio tipo DN21 | 2.292.000 |
| N2L51 | km conductores desnudos en aluminio tipo DN22 | 2.855.000 |
| N2L52 | km conductores desnudos en aluminio tipo DN23 | 4.421.000 |
| N2L53 | km conductores desnudos en cobre tipo DN24 | 12.762.000 |
| N2L54 | km conductores desnudos en cobre tipo DN25 | 17.418.000 |
| N2L55 | km conductores semiaislados tipo SAN21 | 10.897.000 |
| N2L56 | km conductores semiaislados tipo SAN22 | 12.229.000 |
| N2L57 | km conductores semiaislados tipo SAN23 | 15.797.000 |
| N2L58 | km conductor subterráneo urbano-3 cables monopolares-CU aislado XLP/EPR, 15 kV-4AWG | 61.224.000 |
| N2L59 | km conductor subterráneo urbano-3 cables monopolares-CU aislado XLP/EPR, 15 kV-2AWG | 102.819.000 |
| N2L60 | km conductor subterráneo urbano-3 cables monopolares-CU aislado XLP/EPR, 15 kV-1/0AWG | 121.193.000 |
| N2L61 | km conductor subterráneo urbano-3 cables monopolares-CU aislado XLP/EPR,15 kV-2/0AWG | 133.702.000 |
| N2L62 | km conductor subterráneo urbano-3 cables monopolares-CU aislado XLP/EPR, 15 kV-3/0AWG | 149.285.000 |
| N2L63 | km conductor subterráneo urbano-3 cables monopolares -CU aislado XLP/EPR, 15 kV-4/0AWG | 168.278.000 |
| N2L64 | km conductor subterráneo urbano-3 cables monopolares -CU aislado XLP/EPR, 15 kV -300 kcmil | 209.141.000 |
| N2L65 | km conductor subterráneo urbano-3 cables monopolares -CU aislado XLP/EPR, 15 kV -350 kcmil | 229.776.000 |
| N2L66 | km conductor subterráneo urbano-3 cables monopolares -CU aislado XLP/EPR, 15 kV -500 kcmil | 290.208.000 |
| N2L67 | km conductor subterráneo urbano-3 cables monopolares -AAAC aislado XLP/EPR, 15 kV-500kcmil | 241.848.000 |
| N2L68 | km conductor subterráneo urbano-3 cables monopolares -AAAC aislado XLP/EPR, 15 kV-750kcmil | 292.100.000 |
| N2L69 | km conductor subterráneo urbano - 1 cable monopolar - CU aislado XLP o EPR, 15 kv- 1/0 AWG | 47.570.000 |
| N2L70 | km cable de guarda calibre No. 2 AWG | 2.292.000 |
| N2L71 | km cable de guarda calibre mayor al 1/0 AWG | 2.855.000 |
Tabla número 8 UC de transformadores de conexión al STN
| UC | DESCRIPCIÓN | COSTO INSTALACIÓN[$ dic. 2012] | VALOR UNITARIO[$/MVA Dic. 2012] |
| N6T1 | Autotransformador monofásico (OLTC) lado de alta en el 500 kV capacidad final 150 MVA a 300 MVA | 153.089.000 | 22.450.000 |
| N6T2 | Autotransformador monofásico (OLTC) lado de alta en el 500 kV capacidad final 300 MVA a 450 MVA | 158.265.000 | 20.228.000 |
| N6T3 | Autotransformador monofásico (OLTC) lado de alta en el 500 kV capacidad final mayor o igual a 450 MVA | 160.647.000 | 17.480.000 |
| N5T1 | Transformador trifásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final de hasta 10 MVA | 59.965.000 | 79.529.000 |
| UC | DESCRIPCIÓN | COSTO INSTALACIÓN[$ dic. 2012] | VALOR UNITARIO[$/MVA Dic. 2012] |
| N5T2 | Transformador trifásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final de 11 a 20 MVA | 64.311.000 | 62.922.000 |
| N5T3 | Transformador trifásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final de 21 a 40 MVA | 71.741.000 | 54.151.000 |
| N5T4 | Transformador trifásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final de 41 a 50 MVA | 86.524.000 | 49.153.000 |
| N5T5 | Transformador trifásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final de 51 a 60 MVA | 88.675.000 | 46.853.000 |
| N5T6 | Transformador trifásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final de 61 a 90 MVA | 111.141.000 | 43.508.000 |
| N5T7 | Transformador trifásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final de 91 a 100 MVA | 113.675.000 | 41.120.000 |
| N5T8 | Transformador trifásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final de 101 a 120 MVA | 137.857.000 | 39.706.000 |
| N5T9 | Transformador trifásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final de 121 a 150 MVA | 140.052.000 | 37.810.000 |
| N5T10 | Transformador trifásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final de 151 a 180 MVA | 142.203.000 | 36.041.000 |
| N5T11 | Autotransformador monofásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final hasta 20 MVA | 67.395.000 | 63.387.000 |
| N5T12 | Autotransformador monofásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final de 21 a 40 MVA | 71.741.000 | 38.992.000 |
| N5T13 | Autotransformador monofásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final de 41 a 50 MVA | 86.524.000 | 32.041.000 |
| N5T14 | Autotransformador monofásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final de 51 a 60 MVA | 88.675.000 | 29.073.000 |
| N5T15 | Autotransformador monofásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final de 61 a 90 MVA | 111.141.000 | 25.018.000 |
| N5T16 | Autotransformador monofásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final de 91 a 100 MVA | 113.675.000 | 22.312.000 |
| N5T17 | Autotransformador monofásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final de 101 a 120 MVA | 137.857.000 | 20.783.000 |
| N5T18 | Autotransformador monofásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final de 121 a 150 MVA | 140.052.000 | 18.821.000 |
| N5T19 | Transformador tridevanado trifásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final de hasta 20 MVA | 67.395.000 | 77.121.000 |
| N5T20 | Transformador tridevanado trifásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final de 21 a 40 MVA | 71.741.000 | 52.559.000 |
| N5T21 | Transformador tridevanado trifásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final de 41 a 50 MVA | 86.524.000 | 45.015.000 |
| N5T22 | Transformador tridevanado trifásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final de 51 a 60 MVA | 88.675.000 | 41.692.000 |
| N5T23 | Transformador tridevanado trifásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final de 61 a 90 MVA | 111.141.000 | 37.031.000 |
| N5T24 | Transformador tridevanado trifásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final de 91 a 120 MVA | 114.748.000 | 32.563.000 |
| N5T25 | Transformador tridevanado trifásico (OLTC) de conexión al STN capacidad final de más de 121 MVA | 138.789.000 | 30.845.000 |
Tabla número 9 UC de transformadores de potencia de niveles de tensión 4, 3 y 2
| UC | DESCRIPCIÓN | COSTO INSTALACIÓN$ dic. 2012] | VALOR UNITARIO[$/MVADic. 2012] |
| N4T1 | Transformador trifásico (OLTC) primario en el nivel de tensión 4, capacidad final hasta 5 MVA | 47.458.000 | 98.873.000 |
| N4T2 | Transformador trifásico (OLTC) primario en el nivel de tensión 4, capacidad final de 5 a 10 MVA | 51.804.000 | 68.958.000 |
| N4T3 | Transformador trifásico (OLTC) primario en el nivel de tensión 4, capacidad final de 11 a 15 MVA | 57.700.000 | 58.029.000 |
| N4T4 | Transformador trifásico (OLTC) primario en el nivel de tensión 4 capacidad final de 16 a 20 MVA | 61.189.000 | 50.846.000 |
| N4T5 | Transformador trifásico (OLTC) primario en el nivel de tensión 4, capacidad final de 21 a 30 MVA | 64.710.000 | 44.495.000 |
| N4T6 | Transformador trifásico (OLTC) primario en el nivel de tensión 4, capacidad final de 31 a 40 MVA | 78.754.000 | 38.813.000 |
| N4T7 | Transformador trifásico (OLTC) primario en el nivel de tensión 4, capacidad final de 41 a 50 MVA | 81.448.000 | 35.047.000 |
| N4T8 | Transformador trifásico (OLTC) primario en el nivel de tensión 4, capacidad final de 51 a 60 MVA | 83.599.000 | 32.304.000 |
| N4T9 | Transformador trifásico (OLTC) primario en el nivel de tensión 4, capacidad final de 61 a 80 MVA | 106.065.000 | 27.744.000 |
| N4T10 | Transformador trifásico (OLTC) primario en el nivel de tensión 4, capacidad final de 81 a 100 MVA | 108.599.000 | 25.340.000 |
| N4T11 | Transformador trifásico (OLTC) primario en AT, capacidad final mayor a 100 MVA | 133.713.000 | 23.145.000 |
| N4T12 | Transformador tridevanado trifásico (OLTC) primario en el nivel de tensión 4, capacidad final hasta 5 MVA | 47.458.000 | 123.264.000 |
| N4T13 | Transformador tridevanado trifásico (OLTC) primario en el nivel de tensión 4, capacidad final de 6 a 10 MVA | 52.496.000 | 83.761.000 |
| N4T14 | Transformador tridevanado trifásico (OLTC) primario en el nivel de tensión 4, capacidad final de 11 a 20 MVA | 59.234.000 | 64.481.000 |
| UC | DESCRIPCIÓN | COSTO INSTALACIÓN$ dic. 2012] | VALOR UNITARIO[$/MVADic. 2012] |
| N4T15 | Transformador tridevanado trifásico (OLTC) primario en el nivel de tensión 4, capacidad final de 21 a 30 MVA | 64.710.000 | 51.477.000 |
| N4T16 | Transformador tridevanado trifásico (OLTC) primario en el nivel de tensión 4, capacidad final de 31 a 40 MVA | 78.754.000 | 45.228.000 |
| N4T17 | Transformador tridevanado trifásico (OLTC) primario en el nivel de tensión 4, capacidad final de 41 a 50 MVA | 81.448.000 | 40.540.000 |
| N4T18 | Transformador tridevanado trifásico (OLTC) primario en el nivel de tensión 4, capacidad final de 51 a 60 MVA | 83.599.000 | 37.148.000 |
| N4T19 | Transformador tridevanado trifásico (OLTC) primario en el nivel de tensión 4, capacidad final más de 60 MVA | 103.673.000 | 33.445.000 |
| N3T1 | Transformador trifásico (NLTC) primario en el nivel de tensión 3, capacidad final de 0.5 a 2.5 MVA | 44.664.000 | 63.704.000 |
| N3T2 | Transformador trifásico (NLTC) primario en el nivel de tensión 3 capacidad final de 2.6 a 6 MVA | 45.157.000 | 51.812.000 |
| N3T3 | Transformador trifásico (OLTC) primario en el nivel de tensión 3 capacidad final de 6.1 a 10 MVA | 45.640.000 | 45.538.000 |
| N3T4 | Transformador trifásico (OLTC) primario en el nivel de tensión 3 capacidad final de 11 a 15 MVA | 46.047.000 | 41.354.000 |
| N3T5 | Transformador trifásico (OLTC) primario en el nivel de tensión 3 capacidad final de 16 a 20 MVA | 46.321.000 | 37.974.000 |
| N3T6 | Transformador trifásico (OLTC) primario en el nivel de tensión 3 capacidad final de 21 a 30 MVA | 46.596.000 | 34.841.000 |
| N3T7 | Transformador trifásico (OLTC) primario en el nivel de tensión 3 capacidad final mayor a 31 MVA | 57.187.000 | 32.931.000 |
Tabla número 10 UC de equipos de compensación de niveles de tensión 4, 3 y 2
| UC | DESCRIPCIÓN | COSTO INSTALACIÓN[$ dic 2012] | VALOR UNITARIO[$/MVAdic 2012] |
| N4C2 | Compensación reactiva - capacidad final mayor de 6 a 12 MVAr – nivel 4. | 76.079.000 | 15.556.000 |
| N4C3 | Compensación reactiva - capacidad final mayor de 12 a 18 MVAr - nivel 4. | 94.531.000 | 14.223.000 |
| N4C4 | Compensación reactiva - capacidad final mayor de 18 a 54 MVAr - nivel 4. | 108.630.000 | 13.782.000 |
| N4C5 | Compensación reactiva - capacidad final mayor de 54 a 90 MVAr - nivel 4. | 137.310.000 | 13.782.000 |
| N3C1 | Compensación reactiva - capacidad final mayor de 1,2 a 2,4 MVAr – nivel 3. | 46.792.000 | 20.733.000 |
| N3C2 | Compensación reactiva - capacidad final mayor de 2,4 a 5,4 MVAr – nivel 3. | 46.792.000 | 19.385.000 |
| N3C3 | Compensación reactiva - capacidad final mayor de 5,4 a 14,4 MVAr – nivel 3. | 53.716.000 | 17.876.000 |
| N3C4 | Compensación reactiva - capacidad final mayor de 14,4 a 28,8 MVAr – nivel 3. | 62.138.000 | 16.704.000 |
| N3C5 | Compensación reactiva - capacidad final mayor de 28,8 a 43,2 MVAr – nivel 3. | 65.663.000 | 15.978.000 |
| N2C1 | Compensación reactiva - capacidad final mayor de 90 a 180 kVAr – nivel 2. | 17.266.000 | 34.441.000 |
| N2C2 | Compensación reactiva - capacidad final mayor de 180 a 360 kVAr - nivel 2. | 17.266.000 | 29.625.000 |
| N2C3 | Compensación reactiva - capacidad final mayor de 360 a 600 kVAr nivel 2. | 17.266.000 | 26.142.000 |
| N2C4 | Compensación reactiva - capacidad final mayor de 600 a 1200 kVAr - nivel 2. | 34.029.000 | 22.804.000 |
| N2C5 | Compensación reactiva - capacidad final mayor de 1200 a 2400 kVAr - nivel 2. | 34.029.000 | 19.614.000 |
| N2C6 | Compensación reactiva - capacidad final mayor de 2400 a 3600 kVAr - nivel 2. | 34.029.000 | 17.553.000 |
Tabla número 11 UC de equipos de nivel de tensión 4.
| UC | DESCRIPCIÓN | VALOR INSTALADO[$ dic. 2012] |
| N4EQ1 | Transformador de tensión | 24.240.000 |
Tabla número 12 UC de equipos de nivel de tensión 3.
| UC | DESCRIPCIÓN | VALOR INSTALADO[$ dic. 2012] |
| N3EQ1 | Equipo de medida | 632.000 |
| N3EQ2 | Juego cuchillas de operación sin carga | 1.179.000 |
| N3EQ3 | Juego pararrayos - N3 | 846.000 |
| N3EQ4 | Seccionadores tripolar bajo carga | 21.868.000 |
| N3EQ5 | Reconectador | 36.319.000 |
| N3EQ6 | Regulador - N3 | 153.914.000 |
| N3EQ7 | Seccionalizador manual bajo carga | 18.141.000 |
| N3EQ8 | Seccionalizador eléctrico (motorizado) | 18.141.000 |
| N3EQ9 | Transición aérea - subterránea | 2.051.000 |
| N3EQ10 | Transformador de tensión | 4.294.000 |
| N3EQ11 | Juego cortacircuitos | 1.182.000 |
| N3EQ12 | Juego pararrayos (44 kV) | 1.842.000 |
| N3EQ13 | Transición aérea - subterránea (44 kV) | 2.588.000 |
| N3EQ14 | Transformador de tensión (Pedestal) | 6.020.000 |
Tabla número 13 UC de equipos de nivel de tensión 2.
| UC | DESCRIPCIÓN | VALOR INSTALADO[$ dic. 2012] |
| N2EQ1 | Barraje de derivación subterráneo | 1.881.000 |
| N2EQ2 | Caja de maniobra | 18.409.000 |
| N2EQ3 | Cortacircuitos monopolar | 309.000 |
| N2EQ4 | Equipo de medida | 593.000 |
| N2EQ5 | Juego cortacircuitos | 987.000 |
| N2EQ6 | Juego cuchillas de operación sin carga | 739.000 |
| UC | DESCRIPCIÓN | VALOR INSTALADO[$ dic. 2012] |
| N2EQ7 | Pararrayos | 278.000 |
| N2EQ8 | Juego pararrayos | 637.000 |
| N2EQ9 | Seccionadores tripolar bajo carga | 16.517.000 |
| N2EQ10 | Seccionadores tripolar bajo carga | 16.517.000 |
| N2EQ11 | Regulador de voltaje trifásicos de distribución | 168.254.000 |
| N2EQ12 | Reconectador | 29.218.000 |
| N2EQ13 | Regulador de voltaje monofásico hasta 50 kVA | 26.741.000 |
| N2EQ14 | Regulador de voltaje monofásico hasta 150 kVA | 33.025.000 |
| N2EQ15 | Regulador de voltaje monofásico hasta 276 kVA | 41.470.000 |
| N2EQ16 | Regulador de voltaje monofásico hasta 500 kVA | 67.072.000 |
| N2EQ17 | Regulador de voltaje monofásico hasta 1000 kVA | 103.933.000 |
| N2EQ18 | Seccionador monopolar | 369.000 |
| N2EQ19 | Seccionador trifásico vacío | 744.000 |
| N2EQ20 | Seccionalizador motorizado | 17.634.000 |
| N2EQ21 | Interruptor de transferencia en SF6 | 49.886.000 |
| N2EQ22 | Interruptor en aire bajo carga | 7.738.000 |
| N2EQ23 | Transición aérea - subterránea | 957.000 |
| N2EQ24 | Transformador de tensión | 2.345.000 |
| N2EQ25 | Transformador de tensión (Pedestal) | 3.318.000 |
Tabla número 14 Áreas reconocidas por componente para el edificio de control de las subestaciones
| ÍTEM | ÁREA RECONOCIDA [m2] |
| Áreas generales S/E nivel 4 - AG4,s | 75,00 |
| Áreas generales S/E nivel 3 - AG3,s | 56,25 |
| Bahía – Abh | 11,25 |
| Celda –ACe | 7,50 |
14.2 COSTOS ACTIVOS DE NIVEL DE TENSIÓN 1
En este listado se establecen los costos reconocidos para la valoración de activos de nivel de tensión 1.
Tabla número 15 Costo DDP de conductores [$ dic 2012]
| Descripción del conductor | Costo DDP [$/m] | ||
| Tipo | Material | Calibre | |
| Aislado | Aluminio | < 6 | 1.000 |
| Aislado | Aluminio | 4 | 1.000 |
| Aislado | Aluminio | 2 | 2.000 |
| Aislado | Aluminio | 1 | 2.000 |
| Aislado | Aluminio | 1/0 | 3.000 |
| Aislado | Aluminio | 2/0 | 3.000 |
| Aislado | Aluminio | 3/0 | 4.000 |
| Aislado | Aluminio | 4/0 | 4.000 |
| Aislado | Aluminio | 250 | 5.000 |
| Aislado | Aluminio | 6/0 | 5.000 |
| Aislado | Aluminio | 350 | 6.000 |
| Aislado | Cobre | 12 | 1.000 |
| Aislado | Cobre | 10 | 2.000 |
| Aislado | Cobre | 8 | 3.000 |
| Aislado | Cobre | 6 | 5.000 |
| Aislado | Cobre | 4 | 7.000 |
| Aislado | Cobre | 2 | 10.000 |
| Aislado | Cobre | 1 | 12.000 |
| Aislado | Cobre | 1/0 | 15.000 |
| Aislado | Cobre | 2/0 | 17.000 |
| Aislado | Cobre | 3/0 | 19.000 |
| Aislado | Cobre | 4/0 | 22.000 |
| Aislado | Cobre | 250 | 24.000 |
| Aislado | Cobre | 6/0 | 26.000 |
| Aislado | Cobre | 350 | 29.000 |
| Aislado | Cobre | 400 | 31.000 |
| Aislado | Cobre | 500 | 33.000 |
| Desnudo | Aluminio | 14 | 1.000 |
| Desnudo | Aluminio | 12 | 1.000 |
| Desnudo | Aluminio | 10 | 1.000 |
| Desnudo | Aluminio | 8 | 1.000 |
| Desnudo | Aluminio | 6 | 1.000 |
| Desnudo | Aluminio | 4 | 2.000 |
| Desnudo | Aluminio | 2 | 2.000 |
| Desnudo | Aluminio | 1 | 2.000 |
| Desnudo | Aluminio | 1/0 | 2.000 |
| Desnudo | Aluminio | 2/0 | 2.000 |
| Desnudo | Aluminio | 3/0 | 2.000 |
| Desnudo | Aluminio | 4/0 | 2.000 |
| Desnudo | Aluminio | 6/0 | 3.000 |
| Desnudo | Aluminio | 180 | 3.000 |
| Desnudo | Aluminio | 336 | 3.000 |
| Desnudo | Cobre | < 10 | 1.000 |
| Descripción del conductor | Costo DDP [$/m] | ||
| Tipo | Material | Calibre | |
| Desnudo | Cobre | 8 | 2.000 |
| Desnudo | Cobre | 6 | 4.000 |
| Desnudo | Cobre | 4 | 6.000 |
| Desnudo | Cobre | 2 | 8.000 |
| Desnudo | Cobre | 1 | 10.000 |
| Desnudo | Cobre | 1/0 | 12.000 |
| Desnudo | Cobre | 2/0 | 14.000 |
| Desnudo | Cobre | 6/0 | 16.000 |
| Desnudo | Cobre | 750 | 18.000 |
| Trenzado | Aluminio | < 6 | 3.000 |
| Trenzado | Aluminio | 4 | 5.000 |
| Trenzado | Aluminio | 2 | 7.000 |
| Trenzado | Aluminio | 1/0 | 9.000 |
| Trenzado | Aluminio | 2/0 | 11.000 |
| Trenzado | Aluminio | 4/0 | 13.000 |
| Trenzado | Cobre | 12 | 3.000 |
| Trenzado | Cobre | 10 | 5.000 |
| Trenzado | Cobre | 8 | 7.000 |
| Trenzado | Cobre | 6 | 11.000 |
| Trenzado | Cobre | 4 | 20.000 |
| Trenzado | Cobre | 2 | 28.000 |
| Trenzado | Cobre | 1/0 | 37.000 |
| Trenzado | Cobre | 2/0 | 45.000 |
Tabla número 16 Costo DDP de estructuras de apoyo [$ dic 2012]
| Altura (m) | Concreto | Madera | Metálico | Fibra de vidrio |
| 8 | 268.000 | 283.000 | 828.000 | 764.000 |
| 10 | 411.000 | 404.000 | 1.219.000 | 1.318.000 |
| 12 | 580.000 | 488.000 | 1.260.000 | 1.511.000 |
Para postes con altura hasta de 9 m se utiliza el valor del poste de 8 m, para postes con altura hasta de 11 m, se utiliza el valor del poste de 10 m.
Los postes de la muestra con altura igual o mayor a 12 m no se valoran ya que se entiende que son compartidos y se reconocen en el nivel de tensión 2.
Tabla número 17 Costo DDP de transformadores [$ dic 2012]
| No Fases | Capacidad [kVA] | Tipo | Costo DDP |
| Monofásico | 5 | Aéreo | 1.595.000 |
| Monofásico | 7,5 | Aéreo | 1.919.000 |
| Monofásico | 10 | Aéreo | 2.244.000 |
| Monofásico | 15 | Aéreo | 2.568.000 |
| Monofásico | 25 | Aéreo | 2.892.000 |
| Monofásico | 37,5 | Aéreo | 3.217.000 |
| Monofásico | 50 | Aéreo | 3.541.000 |
| Monofásico | 75 | Aéreo | 3.866.000 |
| Trifásico | 15 | Aéreo | 1.935.000 |
| Trifásico | 20 | Aéreo | 3.008.000 |
| Trifásico | 30 | Aéreo | 4.080.000 |
| Trifásico | 45 | Aéreo | 5.153.000 |
| Trifásico | 50 | Aéreo | 6.225.000 |
| Trifásico | 75 | Aéreo | 7.297.000 |
| Trifásico | 112,5 | Aéreo | 8.370.000 |
| Trifásico | 150 | Aéreo | 9.442.000 |
| Trifásico | 45 | Pedestal | 7.835.000 |
| Trifásico | 75 | Pedestal | 10.276.000 |
| Trifásico | 112,5 | Pedestal | 12.717.000 |
| Trifásico | 225 | Pedestal | 15.158.000 |
| Trifásico | 250 | Pedestal | 17.598.000 |
| Trifásico | 300 | Pedestal | 20.039.000 |
| Trifásico | 400 | Pedestal | 22.480.000 |
| Trifásico | 500 | Pedestal | 24.921.000 |
| Trifásico | 630 | Pedestal | 27.362.000 |
| Trifásico | 1000 | Pedestal | 29.803.000 |
| Trifásico | 45 | Subestación | 10.740.000 |
| Trifásico | 75 | Subestación | 12.240.000 |
| Trifásico | 112,5 | Subestación | 14.116.000 |
| Trifásico | 150 | Subestación | 15.991.000 |
| Trifásico | 225 | Subestación | 19.742.000 |
| Trifásico | 250 | Subestación | 20.993.000 |
| Trifásico | 300 | Subestación | 23.494.000 |
| Trifásico | 400 | Subestación | 28.495.000 |
| Trifásico | 500 | Subestación | 33.497.000 |
| Trifásico | 630 | Subestación | 39.998.000 |
| Trifásico | 1000 | Subestación | 58.504.000 |
Tabla número 18 Costo instalado de cajas para redes subterráneas [$ dic 2012]
| Tipo caja | Valor instalado |
| Sencilla | 1.297.000 |
| Doble | 3.206.000 |
| Alumbrado | 785.000 |
| Teléfono | 1.297.000 |
Tabla 19 número Costo instalado de canalizaciones [$ dic 2012]
| Número de ductos | Valor instalado [$/m] |
| 1 | 106.000 |
| 2 | 106.000 |
| 3 | 158.000 |
| 4 | 158.000 |
| 5 | 209.000 |
| 6 | 209.000 |
| 7 | 315.000 |
| 8 | 315.000 |
| 9 | 367.000 |
| 10 | 367.000 |
| 11 | 418.000 |
| 12 | 418.000 |
| 13 | 524.000 |
| 14 | 524.000 |
| 15 | 576.000 |
| 16 | 576.000 |
| 17 | 628.000 |
| 18 | 628.000 |
| 20 | 733.000 |
| 24 | 837.000 |
Tabla número 20 Costo de instalación conductores [$ dic 2012]
| Tipo conductor/calibre | Aéreo urbano [$/m] | Aéreo rural [$/m] | Subterráneo urbano [$/m] |
| Aislado/Desnudo < 1/0 | 1.000 | 2.000 | 1.000 |
| Aislado/Desnudo >= 1/0 | 1.000 | 2.000 | 1.000 |
| Trenzado | 4.000 | 6.000 | 3.000 |
Tabla número 21 Accesorios y costos de instalación de postes [$ dic 2012]
| Tipo | Accesorios | Instalación postes | ||
| Red común | Red trenzada | Urbano | Rural | |
| Suspensión | 34.000 | 27.000 | 256.000 | 345.000 |
| Retención | 66.000 | 36.000 | 261.000 | 350.000 |
Tabla número 22 Costos de instalación de transformadores [$ Dic 2012]
| No Fases | Capacidad [kVA] | Tipo | Urbano | Rural |
| Monofásico | <= 30 | Aéreo | 2.740.000 | 3.228.000 |
| Monofásico | > 30 | Aéreo | 2.781.000 | 3.287.000 |
| Trifásico | <= 100 | Aéreo | 2.912.000 | 3.405.000 |
| Trifásico | > 100 | Aéreo | 2.956.000 | 3.523.000 |
| Trifásico | <= 500 | Pedestal | 23.750.000 | 23.750.000 |
| Trifásico | > 500 | Pedestal | 24.148.000 | 24.148.000 |
| Trifásico | <= 500 | Subestación | 52.520.000 | 52.520.000 |
| Trifásico | > 500 | Subestación | 57.729.000 | 57.729.000 |
Los valores presentados en la Tabla número 29 incluyen el costo de los accesorios y el costo de instalación.
Tabla número 23 Costo otros elementos [$ Dic 2012]
| Elemento | Valor instalado |
| Palomilla | 22.000 |
| Puesta a tierra | 132.000 |
| Caja derivación acometidas | 131.000 |
Las cajas de derivación de acometidas se reconocen únicamente en redes aéreas con conductor trenzado, se asocia una sola caja por transformador.
UC PARA VALORACIÓN DE ACTIVOS BRA INICIAL.
Para la valoración de los activos construidos a partir de enero de 2008 y hasta la fecha de corte, que hacen parte de la BRA inicial, se utilizan las UC y los valores definidos en este Capítulo.
15.1 UC DE NIVELES DE TENSIÓN 4, 3 Y 2
En este listado se establecen los costos y la vida útil para las UC de los niveles de tensión 4, 3 y 2.
Tabla número 32 UC de módulos de transformador de conexión al STN
| UC | DESCRIPCIÓN UNIDAD CONSTRUCTIVA | VALOR INSTALADO [$Dic 2007] | VIDA ÚTIL |
| N5S1 | BAHÍA DE TRANSFORMADOR, DOBLE BARRA MÁS SECCIONADOR DE TRANSFERENCIA, 500 kV | 2.942.854.000 | 30 |
| UC | DESCRIPCIÓN UNIDAD CONSTRUCTIVA | VALOR INSTALADO [$Dic 2007] | VIDA ÚTIL |
| N5S2 | BAHÍA DE TRANSFORMADOR, BARRA SENCILLA, 230 kV | 1.120.491.000 | 30 |
| N5S3 | BAHÍA DE TRANSFORMADOR, BARRA PRINCIPAL Y TRANSFERENCIA, 230 kV | 1.231.406.000 | 30 |
| N5S4 | BAHÍA DE TRANSFORMADOR, DOBLE BARRA, 230 kV | 1.246.422.000 | 30 |
| N5S5 | BAHÍA DE TRANSFORMADOR, DOBLE BARRA MÁS TRANSFERENCIA, 230 kV | 1.381.486.000 | 30 |
| N5S6 | BAHÍA DE TRANSFORMADOR, DOBLE BARRA MÁS SECCIONADOR BY PASS, 230 kV | 1.420.507.000 | 30 |
| N5S7 | MÓDULO COMÚN ACTIVOS DE CONEXIÓN AL STN | 76.393.000 | 30 |
| N5S8 | CENTRO DE SUPERVISIÓN Y CONTROL PARA ACTIVOS DE CONEXIÓN STN | 157.346.000 | 30 |
| N5S9 | BAHÍA DE TRANSFORMADOR, DOBLE BARRA ENCAPSULADA, 230 kV | 2.158.697.000 | 30 |
| N5S10 | SERVICIOS AUXILIARES DE CONEXIÓN AL STN | 152.035.000 | 30 |
Tabla número 33 UC de equipos de subestación de nivel de tensión 4
| UC | DESCRIPCIÓN UNIDAD CONSTRUCTIVA | VALOR INSTALADO [$Dic 2007] | VIDA ÚTIL |
| N4S1 | BAHÍA DE LÍNEA - CONFIGURACIÓN BARRA SENCILLA - TIPO CONVENCIONAL | 645.516.000 | 30 |
| N4S2 | BAHÍA DE TRANSFORMADOR - CONFIGURACIÓN BARRA SENCILLA - TIPO CONVENCIONAL | 568.989.000 | 30 |
| N4S3 | BAHÍA DE LÍNEA - CONFIGURACIÓN BARRA DOBLE - TIPO CONVENCIONAL | 701.954.000 | 30 |
| N4S4 | BAHÍA DE TRANSFORMADOR - CONFIGURACIÓN BARRA DOBLE - TIPO CONVENCIONAL | 625.434.000 | 30 |
| N4S5 | BAHÍA DE LÍNEA - CONFIGURACIÓN BARRA DOBLE CON BY PASS - TIPO CONVENCIONAL | 808.493.000 | 30 |
| N4S6 | BAHÍA DE TRANSFORMADOR - BARRA DOBLE CON BY PASS - TIPO CONVENCIONAL | 726.570.000 | 30 |
| N4S7 | BAHÍA DE LÍNEA - CONFIGURACIÓN BARRA PRINCIPAL Y TRANSFERENCIA - TIPO CONVENCIONAL | 700.846.000 | 30 |
| N4S8 | BAHÍA DE TRANSFORMADOR - BARRA PRINCIPAL Y TRANSFERENCIA CONVENCIONAL | 624.348.000 | 30 |
| N4S9 | BAHÍA DE LÍNEA - CONFIGURACIÓN INTERRUPTOR Y MEDIO - TIPO CONVENCIONAL | 876.747.000 | 30 |
| N4S10 | BAHÍA DE TRANSFORMADOR - CONFIGURACIÓN INTERRUPTOR Y MEDIO - TIPO CONVENCIONAL | 825.629.000 | 30 |
| N4S11 | BAHÍA DE LÍNEA - CONFIGURACIÓN EN ANILLO - TIPO CONVENCIONAL | 695.866.000 | 30 |
| N4S12 | BAHÍA DE TRANSFORMADOR - CONFIGURACIÓN EN ANILLO - TIPO CONVENCIONAL | 644.748.000 | 30 |
| N4S13 | BAHÍA DE LÍNEA - CONFIGURACIÓN BARRA SENCILLA - TIPO ENCAPSULADA (SF6) | 1.809.964.000 | 30 |
| N4S14 | BAHÍA DE TRANSFORMADOR - CONFIGURACIÓN BARRA SENCILLA - TIPO ENCAPSULADA(SF6) | 1.739.851.000 | 30 |
| N4S15 | BAHÍA DE LÍNEA - CONFIGURACIÓN BARRA DOBLE - TIPO ENCAPSULADA (SF6) | 1.844.363.000 | 30 |
| N4S16 | BAHÍA DE TRANSFORMADOR - CONFIGURACIÓN BARRA DOBLE - TIPO ENCAPSULADA(SF6) | 1.774.176.000 | 30 |
| N4S17 | BAHÍA DE MANIOBRA - (ACOPLE - TRANSFERENCIA O SECCIONAMIENTO) - TIPO CONVENCIONAL | 534.030.000 | 30 |
| N4S18 | BAHÍA DE MANIOBRA - TIPO ENCAPSULADA (SF6) | 1.304.904.000 | 30 |
| N4S19 | PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE BARRAS DE UNA/DOS/TRES/CUATRO ZONAS | 81.322.000 | 30 |
| N4S20 | MÓDULO DE BARRAJE TIPO 1 - CONFIGURACIÓN BARRA SENCILLA - TIPO CONVENCIONAL | 91.189.000 | 30 |
| N4S21 | MÓDULO DE BARRAJE TIPO 2 - CONFIGURACIÓN BARRA SENCILLA - TIPO CONVENCIONAL | 124.021.000 | 30 |
| N4S22 | MÓDULO DE BARRAJE TIPO 3 - CONFIGURACIÓN BARRA SENCILLA - TIPO CONVENCIONAL | 124.813.000 | 30 |
| N4S23 | MÓDULO DE BARRAJE TIPO 4 - CONFIGURACIÓN BARRA SENCILLA - TIPO CONVENCIONAL | 160.536.000 | 30 |
| N4S24 | MÓDULO DE BARRAJE TIPO 1 - CONFIGURACIÓN BARRA DOBLE - TIPO CONVENCIONAL | 155.379.000 | 30 |
| N4S25 | MÓDULO DE BARRAJE TIPO 2 - CONFIGURACIÓN BARRA DOBLE - TIPO CONVENCIONAL | 287.361.000 | 30 |
| N4S26 | MÓDULO DE BARRAJE TIPO 3 - CONFIGURACIÓN BARRA DOBLE - TIPO CONVENCIONAL | 379.501.000 | 30 |
| N4S27 | MÓDULO DE BARRAJE TIPO 4 - CONFIGURACIÓN BARRA DOBLE - TIPO CONVENCIONAL | 453.562.000 | 30 |
| N4S28 | MÓDULO DE BARRAJE TIPO 1 - BARRA DOBLE CON BY PASS - TIPO CONVENCIONAL | 166.178.000 | 30 |
| N4S29 | MÓDULO DE BARRAJE TIPO 2 - BARRA DOBLE CON BY PASS - TIPO CONVENCIONAL | 314.234.000 | 30 |
| N4S30 | MÓDULO DE BARRAJE TIPO 3 - BARRA DOBLE CON BY PASS - TIPO CONVENCIONAL | 422.505.000 | 30 |
| N4S31 | MÓDULO DE BARRAJE TIPO 4 - BARRA DOBLE CON BY PASS - TIPO CONVENCIONAL | 517.893.000 | 30 |
| UC | DESCRIPCIÓN UNIDAD CONSTRUCTIVA | VALOR INSTALADO [$Dic 2007] | VIDA ÚTIL |
| N4S32 | MÓDULO DE BARRAJE TIPO 1 - BARRA PRINCIPAL Y TRANSFERENCIA - CONVENCIONAL | 155.477.000 | 30 |
| N4S33 | MÓDULO DE BARRAJE TIPO 2 - BARRA PRINCIPAL Y TRANSFERENCIA - CONVENCIONAL | 287.459.000 | 30 |
| N4S34 | MÓDULO DE BARRAJE TIPO 3 - BARRA PRINCIPAL Y TRANSFERENCIA - CONVENCIONAL | 379.456.000 | 30 |
| N4S35 | MÓDULO DE BARRAJE TIPO 4 - BARRA PRINCIPAL Y TRANSFERENCIA - CONVENCIONAL | 464.169.000 | 30 |
| N4S36 | MÓDULO DE BARRAJE TIPO 2 - CONFIGURACIÓN INTERRUPTOR Y MEDIO - TIPO CONVENCIONAL | 198.189.000 | 30 |
| N4S37 | MÓDULO DE BARRAJE TIPO 3 - CONFIGURACIÓN INTERRUPTOR Y MEDIO - TIPO CONVENCIONAL | 230.400.000 | 30 |
| N4S38 | MÓDULO DE BARRAJE TIPO 4 - CONFIGURACIÓN INTERRUPTOR Y MEDIO - TIPO CONVENCIONAL | 296.534.000 | 30 |
| N4S39 | MÓDULO DE BARRAJE TIPO 2 - CONFIGURACIÓN EN ANILLO - TIPO CONVENCIONAL | 129.189.000 | 30 |
| N4S40 | MÓDULO DE BARRAJE TIPO 3 - CONFIGURACIÓN EN ANILLO - TIPO CONVENCIONAL | 148.235.000 | 30 |
| N4S41 | MÓDULO COMÚN TIPO 1 (1 A 3 BAHÍAS) – CONVENCIONAL/ENCAPSULADA | 519.313.000 | 30 |
| N4S42 | MÓDULO COMÚN TIPO 2 (4 A 6 BAHÍAS) – CONVENCIONAL/ENCAPSULADA | 1.067.222.000 | 30 |
| N4S43 | MÓDULO COMÚN TIPO 3 (7 A 9 BAHÍAS) – CONVENCIONAL/ENCAPSULADA | 1.583.739.000 | 30 |
| N4S44 | MÓDULO COMÚN TIPO 4 (MAS 9 BAHÍAS) – CONVENCIONAL/ENCAPSULADA | 1.959.991.000 | 30 |
| N4S45 | SISTEMA DE CONTROL DE LA SUBESTACIÓN (S/E 115 KV/34.5 KV) O (S/E 115KV/ 13.8 KV) | 112.285.000 | 10 |
| N4S46 | CAMPO MÓVIL ENCAPSULADO NIVEL 4 | 2.266.512.000 | 30 |
| N4S47 | BAHÍA DE MANIOBRA - (SECCIONAMIENTO DE BARRAS SIN INTERRUPTOR) - TIPO CONVENCIONAL | 92.754.000 | 30 |
| N4S48 | CASA DE CONTROL NIVEL DE TENSIÓN 4 ($/m2) | 2.000.000 | 30 |
Tabla número 34 UC de equipos de subestación de nivel de tensión 3
| UC | DESCRIPCIÓN UNIDAD CONSTRUCTIVA | VALOR INSTALADO [$Dic 2007] | VIDA ÚTIL |
| N3S1 | BAHÍA DE LÍNEA - CONFIGURACIÓN BARRA SENCILLA -TIPO CONVENCIONAL | 330.511.000 | 30 |
| N3S2 | BAHÍA DE TRANSFORMADOR - CONFIGURACIÓN BARRA SENCILLA - TIPO CONVENCIONAL | 279.974.000 | 30 |
| N3S3 | BAHÍA DE LÍNEA - CONFIGURACIÓN BARRA DOBLE - TIPO CONVENCIONAL | 362.691.000 | 30 |
| N3S4 | BAHÍA DE TRANSFORMADOR - CONFIGURACIÓN BARRA DOBLE - TIPO CONVENCIONAL | 288.396.000 | 30 |
| N3S5 | BAHÍA DE LÍNEA - CONFIGURACIÓN BARRA PRINCIPAL Y TRANSFERENCIA - TIPO CONVENCIONAL | 362.791.000 | 30 |
| N3S6 | BAHÍA DE TRANSFORMADOR - BARRA PRINCIPAL Y TRANSFERENCIA - CONVENCIONAL | 312.283.000 | 30 |
| N3S7 | BAHÍA DE LÍNEA - CONFIGURACIÓN BARRA SENCILLA - TIPO ENCAPSULADA (SF6) | 433.388.000 | 30 |
| N3S8 | BAHÍA DE TRANSFORMADOR - CONFIGURACIÓN BARRA SENCILLA - TIPO ENCAPSULADA (SF6) | 386.204.000 | 30 |
| N3S9 | BAHÍA DE LÍNEA - CONFIGURACIÓN BARRA DOBLE - TIPO ENCAPSULADA (SF6) | 433.981.000 | 30 |
| N3S10 | BAHÍA DE TRANSFORMADOR - CONFIGURACIÓN BARRA DOBLE - TIPO ENCAPSULADA (SF6) | 383.966.000 | 30 |
| N3S11 | CELDA DE LÍNEA - SUBESTACIÓN TIPO METALCLAD | 235.694.000 | 30 |
| N3S12 | CELDA DE TRANSFORMADOR O ACOPLE - SUBESTACIÓN TIPO METALCLAD | 162.889.000 | 30 |
| N3S13 | BAHÍA DE LÍNEA - SUBESTACIÓN CONVENCIONAL REDUCIDA - TIPO 1 | 228.601.000 | 30 |
| N3S14 | BAHÍA DE TRANSFORMADOR - SUBESTACIÓN CONVENCIONAL REDUCIDA - TIPO 1 | 137.296.000 | 30 |
| N3S15 | BAHÍA DE LÍNEA - SUBESTACIÓN CONVENCIONAL REDUCIDA - TIPO 2 | 287.591.000 | 30 |
| N3S16 | BAHÍA DE TRANSFORMADOR - SUBESTACIÓN CONVENCIONAL REDUCIDA - TIPO 2 | 135.324.000 | 30 |
| N3S17 | BAHÍA DE LÍNEA - SUBESTACIÓN REDUCIDA | 84.812.000 | 30 |
| N3S18 | BAHÍA DE TRANSFORMADOR - SUBESTACIÓN REDUCIDA | 83.685.000 | 30 |
| N3S19 | BAHÍA DE ACOPLE - TIPO CONVENCIONAL | 227.998.000 | 30 |
| N3S20 | BAHÍA DE ACOPLE - TIPO ENCAPSULADA (SF6) | 316.972.000 | 30 |
| N3S21 | PROTECCIÓN DIFERENCIAL - BARRA SENCILLA - TIPO 1 O TIPO 2 | 31.649.000 | 30 |
| N3S22 | PROTECCIÓN DIFERENCIAL - CONFIGURACIONES DIFERENTES A BARRA SENCILLA - TIPO 1 O 2 | 33.563.000 | 30 |
| N3S23 | PROTECCIÓN DIFERENCIAL - BARRAJE PARTIDO | 58.762.000 | 30 |
| N3S24 | MÓDULO DE BARRAJE - BARRA SENCILLA - TIPO CONVENCIONAL - TIPO 1 | 30.596.000 | 30 |
| N3S25 | MÓDULO DE BARRAJE - BARRA SENCILLA - TIPO CONVENCIONAL - TIPO 2 | 43.404.000 | 30 |
| N3S26 | MÓDULO DE BARRAJE - BARRA SENCILLA - TIPO CONVENCIONAL - TIPO 3 | 56.738.000 | 30 |
| UC | DESCRIPCIÓN UNIDAD CONSTRUCTIVA | VALOR INSTALADO [$Dic 2007] | VIDA ÚTIL |
| N3S27 | MÓDULO DE BARRAJE - BARRA DOBLE - TIPO 1 | 56.503.000 | 30 |
| N3S28 | MODULO DE BARRAJE - BARRA DOBLE - TIPO 2 | 83.130.000 | 30 |
| N3S29 | MODULO DE BARRAJE - BARRA DOBLE - TIPO 3 | 108.704.000 | 30 |
| N3S30 | MÓDULO DE BARRAJE - BARRA PRINCIPAL Y TRANSFERENCIA - TIPO CONVENCIONAL - TIPO 1 | 56.503.000 | 30 |
| N3S31 | MÓDULO DE BARRAJE - BARRA PRINCIPAL Y TRANSFERENCIA - TIPO CONVENCIONAL - TIPO 2 | 82.077.000 | 30 |
| N3S32 | MÓDULO DE BARRAJE - BARRA PRINCIPAL Y TRANSFERENCIA - TIPO CONVENCIONAL - TIPO 3 | 108.704.000 | 30 |
| N3S33 | MÓDULO DE BARRAJE - CONVENCIONAL REDUCIDA | 14.388.000 | 30 |
| N3S34 | MÓDULO COMÚN - TIPO 1 | 286.545.000 | 30 |
| N3S35 | MÓDULO COMÚN - TIPO 2 | 367.658.000 | 30 |
| N3S36 | MÓDULO COMÚN - TIPO 3 | 479.784.000 | 30 |
| N3S37 | MÓDULO COMÚN - TIPO 4 | 149.978.000 | 30 |
| N3S38 | SISTEMAS DE CONTROL DE LA SUBESTACIÓN | 35.407.000 | 10 |
| N3S39 | SUBESTACIÓN MÓVIL 30 MVA | 1.845.005.000 | 30 |
| N3S40 | SUBESTACIÓN MÓVIL 15 MVA | 1.433.156.000 | 30 |
| N3S41 | SUBESTACIÓN MÓVIL 21 MVA | 1.582.747.000 | 30 |
| N3S42 | SUBESTACIÓN MÓVIL 7.5 MVA | 516.357.000 | 30 |
| N3S43 | SUBESTACIÓN SIMPLIFICADA (RURAL) | 87.615.000 | 30 |
| N3S44 | CASA DE CONTROL NIVEL DE TENSIÓN 3 ($/m2) | 2.000.000 | 30 |
Tabla número 35 UC de equipos de subestación de nivel de tensión 2
| UC | DESCRIPCIÓN UNIDAD CONSTRUCTIVA | VALOR INSTALADO [$Dic 2007] | VIDA ÚTIL |
| N2S1 | BAHÍA DE LÍNEA - CONFIGURACIÓN BARRA SENCILLA - TIPO CONVENCIONAL | 211.154.000 | 30 |
| N2S2 | BAHÍA DE TRANSFORMADOR - CONFIGURACIÓN BARRA SENCILLA - TIPO CONVENCIONAL | 199.147.000 | 30 |
| N2S3 | BAHÍA DE LÍNEA - CONFIGURACIÓN BARRA DOBLE - TIPO CONVENCIONAL | 231.263.000 | 30 |
| N2S4 | BAHÍA DE TRANSFORMADOR - CONFIGURACIÓN BARRA DOBLE - TIPO CONVENCIONAL | 219.263.000 | 30 |
| N2S5 | BAHÍA DE LÍNEA - CONFIGURACIÓN BARRA PRINCIPAL Y TRANSFERENCIA - TIPO CONVENCIONAL | 226.892.000 | 30 |
| N2S6 | BAHÍA DE TRANSFORMADOR - BARRA PRINCIPAL Y TRANSFERENCIA - CONVENCIONAL | 209.647.000 | 30 |
| N2S7 | BAHÍA DE LÍNEA - SUBESTACIÓN REDUCIDA | 72.416.000 | 30 |
| N2S8 | BAHÍA DE ACOPLE O SECCIONAMIENTO (CONFIGURACIONES EN QUE APLICA) - CONVENCIONAL | 183.832.000 | 30 |
| N2S9 | CELDA DE SALIDA DE CIRCUITO - BARRA SENCILLA - SUBESTACIÓN METALCLAD | 105.116.000 | 30 |
| N2S10 | CELDA DE LLEGADA DETRANSFORMADOR - BARRA SENCILLA - SUBESTACIÓN METALCLAD | 109.152.000 | 30 |
| N2S11 | CELDA DE INTERCONEXIÓN O DE ACOPLE - BARRA SENCILLA - SUBESTACIÓN METALCLAD | 97.783.000 | 30 |
| N2S12 | CELDA DE MEDIDA O AUXILIARES - BARRA SENCILLA - SUBESTACIÓN METALCLAD | 97.011.000 | 30 |
| N2S13 | GABINETE PROTECCIÓN DE BARRAS - SUBESTACIÓN METALCLAD | 136.263.000 | 30 |
| N2S14 | DUCTO DE BARRAS O CABLES LLEGADA TRANSFORMADOR - BARRA SENCILLA - SE METALCLAD | 53.178.000 | 30 |
| N2S15 | CELDA DE SALIDA DE CIRCUITO - DOBLE BARRA - SUBESTACIÓN METALCLAD | 135.189.000 | 30 |
| N2S16 | CELDA DE LLEGADA DETRANSFORMADOR - DOBLE BARRA - SUBESTACIÓN METALCLAD | 115.716.000 | 30 |
| N2S17 | CELDA DE INTERCONEXIÓN O DE ACOPLE - DOBLE BARRA - SUBESTACIÓN METALCLAD | 103.865.000 | 30 |
| N2S18 | CELDA DE MEDIDA O AUXILIARES - DOBLE BARRA - SUBESTACIÓN METALCLAD | 102.405.000 | 30 |
| N2S19 | DUCTO BARRAS/CABLES LLEGADA TRANSFORMADOR - DOBLE BARRA - SUBESTACIÓN METALCLAD | 58.129.000 | 30 |
| N2S20 | MÓDULO DE BARRAJE - BARRA SENCILLA TIPO 1 | 17.222.000 | 30 |
| N2S21 | MÓDULO DE BARRAJE - BARRA SENCILLA TIPO 2 | 23.803.000 | 30 |
| N2S22 | MÓDULO DE BARRAJE - BARRA SENCILLA TIPO 3 | 30.639.000 | 30 |
| N2S23 | MÓDULO DE BARRAJE - BARRA DOBLE TIPO 1 | 30.451.000 | 30 |
| N2S24 | MÓDULO DE BARRAJE - BARRA DOBLE TIPO 2 | 44.082.000 | 30 |
| N2S25 | MÓDULO DE BARRAJE - BARRA DOBLE TIPO 3 | 57.201.000 | 30 |
| N2S26 | MÓDULO DE BARRAJE - BARRA PRINCIPAL Y TRANSFERENCIA - TIPO 1 | 30.451.000 | 30 |
| N2S27 | MÓDULO DE BARRAJE - BARRA PRINCIPAL Y TRANSFERENCIA - TIPO 2 | 44.082.000 | 30 |
| N2S28 | MÓDULO DE BARRAJE - BARRA PRINCIPAL Y TRANSFERENCIA - TIPO 3 | 57.201.000 | 30 |
| N2S29 | MÓDULO DE BARRAJE - SUBESTACIÓN REDUCIDA | 14.239.000 | 30 |
Tabla número 36 UC de líneas de nivel de nivel de tensión 4
| UC | DESCRIPCIÓN UNIDAD CONSTRUCTIVA | VALOR INSTALADO [$Dic 2007] | VIDA ÚTIL |
| N4L1 | km LÍNEA URBANA - CIRCUITO SENCILLO - ESTRUCTURA CONCRETO - CONDUCTOR D-N4-1 | 203.914.000 | 40 |
| N4L2 | km LÍNEA URBANA - CIRCUITO SENCILLO - ESTRUCTURA CONCRETO - CONDUCTOR D-N4-2 | 212.204.000 | 40 |
| N4L3 | km LÍNEA URBANA - CIRCUITO SENCILLO - ESTRUCTURA CONCRETO - CONDUCTOR D-N4-3 | 231.231.000 | 40 |
| N4L4 | km LÍNEA URBANA - CIRCUITO SENCILLO - ESTRUCTURA CONCRETO - CONDUCTOR D-N4-4 | 238.890.000 | 40 |
| N4L5 | km LÍNEA RURAL - CIRCUITO SENCILLO - ESTRUCTURA CONCRETO - CONDUCTOR D-N4-1 | 161.668.000 | 40 |
| N4L6 | km LÍNEA RURAL - CIRCUITO SENCILLO - ESTRUCTURA CONCRETO - CONDUCTOR D-N4-2 | 169.923.000 | 40 |
| N4L7 | km LÍNEA RURAL - CIRCUITO SENCILLO - ESTRUCTURA CONCRETO - CONDUCTOR D-N4-3 | 206.539.000 | 40 |
| N4L8 | km LÍNEA RURAL - CIRCUITO SENCILLO - ESTRUCTURA CONCRETO - CONDUCTOR D-N4-4 | 214.164.000 | 40 |
| N4L9 | km LÍNEA URBANA - CIRCUITO DOBLE - ESTRUCTURA CONCRETO - CONDUCTOR D-N4-1 | 257.809.000 | 40 |
| N4L10 | km LÍNEA URBANA - CIRCUITO DOBLE - ESTRUCTURA CONCRETO - CONDUCTOR D-N4-2 | 273.925.000 | 40 |
| N4L11 | km LÍNEA URBANA - CIRCUITO DOBLE - ESTRUCTURA CONCRETO - CONDUCTOR D-N4-3 | 309.580.000 | 40 |
| N4L12 | km LÍNEA URBANA - CIRCUITO DOBLE - ESTRUCTURA CONCRETO - CONDUCTOR D-N4-4 | 328.924.000 | 40 |
| N4L13 | km LÍNEA RURAL - CIRCUITO DOBLE - ESTRUCTURA CONCRETO - CONDUCTOR D-N4-1 | 220.682.000 | 40 |
| N4L14 | km LÍNEA RURAL - CIRCUITO DOBLE - ESTRUCTURA CONCRETO - CONDUCTOR D-N4-2 | 236.730.000 | 40 |
| N4L15 | km LÍNEA RURAL - CIRCUITO DOBLE - ESTRUCTURA CONCRETO - CONDUCTOR D-N4-3 | 289.807.000 | 40 |
| N4L16 | km LÍNEA RURAL - CIRCUITO DOBLE - ESTRUCTURA CONCRETO - CONDUCTOR D-N4-4 | 309.110.000 | 40 |
| N4L17 | km LÍNEA URBANA - CIRCUITO SENCILLO - POSTE METÁLICO - CONDUCTOR D-N4-1 | 332.836.000 | 40 |
| N4L18 | km LÍNEA URBANA - CIRCUITO SENCILLO - POSTE METÁLICO - CONDUCTOR D-N4-2 | 341.127.000 | 40 |
| N4L19 | km LÍNEA URBANA - CIRCUITO SENCILLO - POSTE METÁLICO - CONDUCTOR D-N4-3 | 356.103.000 | 40 |
| N4L20 | km LÍNEA URBANA - CIRCUITO SENCILLO - POSTE METÁLICO - CONDUCTOR D-N4-4 | 367.813.000 | 40 |
| N4L21 | km LÍNEA RURAL - CIRCUITO SENCILLO - POSTE METÁLICO - CONDUCTOR D-N4-1 | 253.880.000 | 40 |
| N4L22 | km LÍNEA RURAL - CIRCUITO SENCILLO - POSTE METÁLICO - CONDUCTOR D-N4-2 | 262.135.000 | 40 |
| N4L23 | km LÍNEA RURAL - CIRCUITO SENCILLO - POSTE METÁLICO - CONDUCTOR D-N4-3 | 277.069.000 | 40 |
| N4L24 | km LÍNEA RURAL - CIRCUITO SENCILLO - POSTE METÁLICO - CONDUCTOR D-N4-4 | 318.328.000 | 40 |
| N4L25 | km LÍNEA URBANA - CIRCUITO DOBLE - POSTE METÁLICO - CONDUCTOR D-N4-1 | 386.398.000 | 40 |
| N4L26 | km LÍNEA URBANA - CIRCUITO DOBLE - POSTE METÁLICO - CONDUCTOR D-N4-2 | 408.513.000 | 40 |
| N4L27 | km LÍNEA URBANA - CIRCUITO DOBLE - POSTE METÁLICO - CONDUCTOR D-N4-3 | 438.169.000 | 40 |
| N4L28 | km LÍNEA URBANA - CIRCUITO DOBLE - POSTE METÁLICO - CONDUCTOR D-N4-4 | 451.427.000 | 40 |
| N4L29 | km LÍNEA RURAL - CIRCUITO DOBLE - POSTE METÁLICO - CONDUCTOR D-N4-1 | 312.431.000 | 40 |
| N4L30 | km LÍNEA RURAL - CIRCUITO DOBLE - POSTE METÁLICO - CONDUCTOR D-N4-2 | 364.052.000 | 40 |
| N4L31 | km LÍNEA RURAL - CIRCUITO DOBLE - POSTE METÁLICO - CONDUCTOR D-N4-3 | 393.625.000 | 40 |
| N4L32 | km LÍNEA RURAL - CIRCUITO DOBLE - POSTE METÁLICO - CONDUCTOR D-N4-4 | 406.827.000 | 40 |
| N4L33 | km LÍNEA URBANA - CIRCUITO SENCILLO - TORRE METÁLICA - CONDUCTOR D-N4-1 | 217.935.000 | 40 |
| N4L34 | km LÍNEA URBANA - CIRCUITO SENCILLO - TORRE METÁLICA - CONDUCTOR D-N4-2 | 223.507.000 | 40 |
| N4L35 | km LÍNEA URBANA - CIRCUITO SENCILLO - TORRE METÁLICA - CONDUCTOR D-N4-3 | 254.902.000 | 40 |
| N4L36 | km LÍNEA URBANA - CIRCUITO SENCILLO - TORRE METÁLICA - CONDUCTOR D-N4-4 | 261.805.000 | 40 |
| N4L37 | km LÍNEA RURAL - CIRCUITO SENCILLO - TORRE METÁLICA - CONDUCTOR D-N4-1 | 196.693.000 | 40 |
| N4L38 | km LÍNEA RURAL - CIRCUITO SENCILLO - TORRE METÁLICA - CONDUCTOR D-N4-2 | 204.527.000 | 40 |
| N4L39 | km LÍNEA RURAL - CIRCUITO SENCILLO - TORRE METÁLICA - CONDUCTOR D-N4-3 | 222.313.000 | 40 |
| UC | DESCRIPCIÓN UNIDAD CONSTRUCTIVA | VALOR INSTALADO [$Dic 2007] | VIDA ÚTIL |
| N4L40 | km LÍNEA RURAL - CIRCUITO SENCILLO - TORRE METÁLICA - CONDUCTOR D-N4-4 | 229.216.000 | 40 |
| N4L41 | km LÍNEA URBANA - CIRCUITO DOBLE - TORRE METÁLICA - CONDUCTOR D-N4-1 | 311.045.000 | 40 |
| N4L42 | km LÍNEA URBANA - CIRCUITO DOBLE - TORRE METÁLICA - CONDUCTOR D-N4-2 | 326.814.000 | 40 |
| N4L43 | km LÍNEA URBANA - CIRCUITO DOBLE - TORRE METÁLICA - CONDUCTOR D-N4-3 | 380.053.000 | 40 |
| N4L44 | km LÍNEA URBANA - CIRCUITO DOBLE - TORRE METÁLICA - CONDUCTOR D-N4-4 | 393.900.000 | 40 |
| N4L45 | km LÍNEA RURAL - CIRCUITO DOBLE - TORRE METÁLICA - CONDUCTOR D-N4-1 | 261.089.000 | 40 |
| N4L46 | km LÍNEA RURAL - CIRCUITO DOBLE - TORRE METÁLICA - CONDUCTOR D-N4-2 | 276.756.000 | 40 |
| N4L47 | km LÍNEA RURAL - CIRCUITO DOBLE - TORRE METÁLICA - CONDUCTOR D-N4-3 | 313.713.000 | 40 |
| N4L48 | km LÍNEA RURAL - CIRCUITO DOBLE - TORRE METÁLICA - CONDUCTOR D-N4-4 | 327.519.000 | 40 |
| N4L49 | km DE LÍNEA - SUBTERRÁNEA | 2.526.812.000 | 40 |
| N4L50 | km DE LÍNEA - SUBMARINA | 1.643.678.000 | 40 |
| N4L51 | km DE LÍNEA - CONEXIÓN INTERNACIONAL - 138 kV | 208.304.000 | 40 |
| N4L52 | km DE FIBRA ÓPTICA ADSS/OPGW | 32.685.000 | 40 |
Tabla número 37. UC de líneas de nivel de tensión 3
| UC | DESCRIPCIÓN UNIDAD CONSTRUCTIVA | VALOR INSTALADO [$Dic. 2007] | VIDA ÚTIL |
| N3L1 | km LÍNEA URBANA - CIRCUITO SENCILLO - POSTE CONCRETO - CONDUCTOR D-N3-1 | 77.632.000 | 40 |
| N3L2 | km LÍNEA URBANA - CIRCUITO SENCILLO - POSTE CONCRETO - CONDUCTOR D-N3-2 | 83.028.000 | 40 |
| N3L3 | km LÍNEA URBANA - CIRCUITO SENCILLO - POSTE CONCRETO - CONDUCTOR D-N3-3 | 89.152.000 | 40 |
| N3L4 | km LÍNEA RURAL - CIRCUITO SENCILLO - POSTE CONCRETO - CONDUCTOR D-N3-1 | 44.215.000 | 40 |
| N3L5 | km LÍNEA RURAL - CIRCUITO SENCILLO - POSTE CONCRETO - CONDUCTOR D-N3-2 | 51.500.000 | 40 |
| N3L6 | km LÍNEA RURAL - CIRCUITO SENCILLO - POSTE CONCRETO - CONDUCTOR D-N3-3 | 59.767.000 | 40 |
| N3L7 | km LÍNEA URBANA - CIRCUITO DOBLE - POSTE CONCRETO - CONDUCTOR D-N3-1 | 149.010.000 | 40 |
| N3L8 | km LÍNEA URBANA - CIRCUITO DOBLE - POSTE CONCRETO - CONDUCTOR D-N3-2 | 159.765.000 | 40 |
| N3L9 | km LÍNEA URBANA - CIRCUITO DOBLE - POSTE CONCRETO - CONDUCTOR D-N3-3 | 171.968.000 | 40 |
| N3L10 | km LÍNEA RURAL - CIRCUITO DOBLE - POSTE CONCRETO - CONDUCTOR D-N3-1 | 84.438.000 | 40 |
| N3L11 | km LÍNEA RURAL - CIRCUITO DOBLE - POSTE CONCRETO - CONDUCTOR D-N3-2 | 99.008.000 | 40 |
| N3L12 | km LÍNEA RURAL - CIRCUITO DOBLE - POSTE CONCRETO - CONDUCTOR D-N3-3 | 115.542.000 | 40 |
| N3L13 | km LÍNEA RURAL - CIRCUITO SENCILLO - TORRE METÁLICA - CONDUCTOR D-N3-1 | 63.709.000 | 40 |
| N3L14 | km LÍNEA RURAL - CIRCUITO SENCILLO - TORRE METÁLICA - CONDUCTOR D-N3-2 | 70.994.000 | 40 |
| N3L15 | km LÍNEA RURAL - CIRCUITO SENCILLO - TORRE METÁLICA - CONDUCTOR D-N3-3 | 79.261.000 | 40 |
| N3L16 | km LÍNEA RURAL - CIRCUITO DOBLE - TORRE METÁLICA - CONDUCTOR D-N3-1 | 105.444.000 | 40 |
| N3L17 | km LÍNEA RURAL - CIRCUITO DOBLE - TORRE METÁLICA - CONDUCTOR D-N3-2 | 120.015.000 | 40 |
| N3L18 | km LÍNEA RURAL - CIRCUITO DOBLE - TORRE METÁLICA - CONDUCTOR D-N3-3 | 136.549.000 | 40 |
| N3L19 | km LÍNEA URBANA - CIRCUITO SENCILLO - POSTE > 20 m - CONDUCTOR D-N3-1 | 283.580.000 | 40 |
| N3L20 | km LÍNEA URBANA - CIRCUITO SENCILLO - POSTE > 20 m - CONDUCTOR D-N3-2 | 288.957.000 | 40 |
| N3L21 | km LÍNEA URBANA - CIRCUITO SENCILLO - POSTE > 20 m - CONDUCTOR D-N3-3 | 295.059.000 | 40 |
| N3L22 | km LÍNEA URBANA - CIRCUITO DOBLE - POSTE > 20 m - CONDUCTOR D-N3-1 | 328.307.000 | 40 |
| N3L23 | km LÍNEA URBANA - CIRCUITO DOBLE - POSTE > 20 m - CONDUCTOR D-N3-2 | 339.061.000 | 40 |
| N3L24 | km LÍNEA URBANA - CIRCUITO DOBLE - POSTE > 20 m - CONDUCTOR D-N3-3 | 351.264.000 | 40 |
| N3L25 | km LÍNEA URBANA - 3 FASES - SEMIAISLADA - CONDUCTOR SA-N3-1 | 102.748.000 | 40 |
| N3L26 | km LÍNEA URBANA - 3 FASES - SEMIAISLADA - CONDUCTOR SA-N3-2 | 144.078.000 | 40 |
| N3L27 | km CONDUCTOR SUBTERRÁNEO URBANO - 3 CABLES MONOPOLARES - CU AISLADO XLPE, 35 KV - 750 kcmil | 424.732.000 | 40 |
| N3L28 | km CONDUCTOR SUBTERRÁNEO URBANO - 3 CABLES MONOPOLARES - CU AISLADO XLPE, 35 KV - 500 kcmil | 323.807.000 | 40 |
| N3L29 | km CONDUCTOR SUBTERRÁNEO URBANO - 3 CABLES MONOPOLARES - CU AISLADO XLPE, 35 KV - 350 kcmil | 252.108.000 | 40 |
| UC | DESCRIPCIÓN UNIDAD CONSTRUCTIVA | VALOR INSTALADO [$Dic. 2007] | VIDA ÚTIL |
| N3L30 | km CONDUCTOR SUBTERRÁNEO URBANO - 3 CABLES MONOPOLARES - CU AISLADO XLPE, 35 KV - 4/0 AWG | 194.042.000 | 40 |
| N3L31 | km CONDUCTOR SUBTERRÁNEO URBANO - 3 CABLES MONOPOLARES - CU AISLADO XLPE, 35 KV - 1/0 AWG | 163.029.000 | 40 |
| N3L32 | km CANALIZACIÓN URBANA 4X6” | 457.516.000 | 40 |
| N3L33 | km CANALIZACIÓN URBANA 6X6” | 537.317.000 | 40 |
Tabla número 38. UC de líneas de nivel de tensión 2.
| UC | DESCRIPCIÓN UNIDAD CONSTRUCTIVA | VALOR INSTALADO [$Dic. 2007] | VIDA ÚTIL |
| N2L1 | km LÍNEA URBANA - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 1 - 3 HILOS (3 FASES, SIN NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-1 | 56.124.000 | 30 |
| N2L2 | km LÍNEA URBANA - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 1 - 3 HILOS (3 FASES, SIN NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-2 | 58.634.000 | 30 |
| N2L3 | km LÍNEA URBANA - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 1 - 3 HILOS (3 FASES, SIN NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-3 | 64.622.000 | 30 |
| N2L4 | km LÍNEA URBANA - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 1 - 3 HILOS (3 FASES, SIN NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-4 | 75.879.000 | 30 |
| N2L5 | km LÍNEA URBANA - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 1 - 3 HILOS (3 FASES, SIN NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-5 | 95.701.000 | 30 |
| N2L6 | km LÍNEA URBANA - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 2 - 3 HILOS (3 FASES, SIN NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-1 | 34.946.000 | 30 |
| N2L7 | km LÍNEA URBANA - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 2 - 3 HILOS (3 FASES, SIN NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-2 | 37.456.000 | 30 |
| N2L8 | km LÍNEA URBANA - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 2 - 3 HILOS (3 FASES, SIN NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-3 | 43.239.000 | 30 |
| N2L9 | km LÍNEA URBANA - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 2 - 3 HILOS (3 FASES, SIN NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-4 | 54.701.000 | 30 |
| N2L10 | km LÍNEA URBANA - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 2 - 3 HILOS (3 FASES, SIN NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-5 | 74.523.000 | 30 |
| N2L11 | km LÍNEA URBANA - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 1 - 4 HILOS (3 FASES, CON NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-1 | 68.718.000 | 30 |
| N2L12 | km LÍNEA URBANA - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 1 - 4 HILOS (3 FASES, CON NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-2 | 72.306.000 | 30 |
| N2L13 | km LÍNEA URBANA - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 1 - 4 HILOS (3 FASES, CON NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-3 | 80.285.000 | 30 |
| N2L14 | km LÍNEA URBANA - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 1 - 4 HILOS (3 FASES, CON NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-4 | 95.206.000 | 30 |
| N2L15 | km LÍNEA URBANA - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 1 - 4 HILOS (3 FASES, CON NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-5 | 121.530.000 | 30 |
| N2L16 | km LÍNEA URBANA - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 2 - 4 HILOS (3 FASES, CON NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-1 | 45.695.000 | 30 |
| N2L17 | km LÍNEA URBANA - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 2 - 4 HILOS (3 FASES, CON NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-2 | 49.282.000 | 30 |
| N2L18 | km LÍNEA URBANA - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 2 - 4 HILOS (3 FASES, CON NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-3 | 56.976.000 | 30 |
| N2L19 | km LÍNEA URBANA - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 2 - 4 HILOS (3 FASES, CON NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-4 | 72.183.000 | 30 |
| N2L20 | km LÍNEA URBANA - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 2 - 4 HILOS (3 FASES, CON NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-5 | 98.507.000 | 30 |
| N2L21 | km LÍNEA URBANA - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 1 - 2 HILOS (2 FASES, SIN NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-1 | 49.190.000 | 30 |
| N2L22 | km LÍNEA URBANA - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 1 - 2 HILOS (2 FASES, SIN NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-2 | 50.858.000 | 30 |
| N2L23 | km LÍNEA URBANA - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 1 - 2 HILOS (2 FASES, SIN NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-4 | 62.309.000 | 30 |
| N2L24 | km LÍNEA URBANA - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 2 - 2 HILOS (2 FASES, SIN NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-1 | 29.978.000 | 30 |
| N2L25 | km LÍNEA URBANA - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 2 - 2 HILOS (2 FASES, SIN NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-2 | 31.647.000 | 30 |
| N2L26 | km LÍNEA URBANA - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 2 - 2 HILOS (2 FASES, SIN NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-4 | 43.097.000 | 30 |
| N2L27 | km LÍNEA RURAL - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 1 - 3 HILOS (3 FASES, SIN NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-1 | 34.632.000 | 30 |
| N2L28 | km LÍNEA RURAL - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 1 - 3 HILOS (3 FASES, SIN NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-2 | 37.235.000 | 30 |
| N2L29 | km LÍNEA RURAL - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 1 - 3 HILOS (3 FASES, SIN NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-3 | 43.320.000 | 30 |
| N2L30 | km LÍNEA RURAL - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 1 - 3 HILOS (3 FASES, SIN NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-4 | 55.379.000 | 30 |
| N2L31 | km LÍNEA RURAL - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 1 - 3 HILOS (3 FASES, SIN NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-5 | 76.235.000 | 30 |
| N2L32 | km LÍNEA RURAL - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 2 - 3 HILOS (3 FASES, SIN NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-1 | 29.401.000 | 30 |
| N2L33 | km LÍNEA RURAL - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 2 - 3 HILOS (3 FASES, SIN NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-2 | 32.004.000 | 30 |
| N2L34 | km LÍNEA RURAL - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 2 - 3 HILOS (3 FASES, SIN NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-3 | 38.074.000 | 30 |
| N2L35 | km LÍNEA RURAL - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 2 - 3 HILOS (3 FASES, SIN NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-4 | 50.148.000 | 30 |
| UC | DESCRIPCIÓN UNIDAD CONSTRUCTIVA | VALOR INSTALADO [$Dic. 2007] | VIDA ÚTIL |
| N2L36 | km LÍNEA RURAL - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 2 - 3 HILOS (3 FASES, SIN NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-5 | 70.794.000 | 30 |
| N2L37 | km LÍNEA RURAL - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 1 - 4 HILOS (3 FASES, CON NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-1 | 43.985.000 | 30 |
| N2L38 | km LÍNEA RURAL - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 1 - 4 HILOS (3 FASES, CON NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-2 | 46.830.000 | 30 |
| N2L39 | km LÍNEA RURAL - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 1 - 4 HILOS (3 FASES, CON NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-3 | 52.899.000 | 30 |
| N2L40 | km LÍNEA RURAL - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 1 - 4 HILOS (3 FASES, CON NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-4 | 64.905.000 | 30 |
| N2L41 | km LÍNEA RURAL - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 1 - 4 HILOS (3 FASES, CON NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-5 | 85.682.000 | 30 |
| N2L42 | km LÍNEA RURAL - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 2 - 4 HILOS (3 FASES, CON NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-1 | 36.841.000 | 30 |
| N2L43 | km LÍNEA RURAL - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 2 - 4 HILOS (3 FASES, CON NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-2 | 39.686.000 | 30 |
| N2L44 | km LÍNEA RURAL - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 2 - 4 HILOS (3 FASES, CON NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-3 | 45.683.000 | 30 |
| N2L45 | km LÍNEA RURAL - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 2 - 4 HILOS (3 FASES, CON NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-4 | 57.761.000 | 30 |
| N2L46 | km LÍNEA RURAL - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 2 - 4 HILOS (3 FASES, CON NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-5 | 78.538.000 | 30 |
| N2L47 | km LÍNEA RURAL - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 2 - 2 HILOS (2 FASES, SIN NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-1 | 30.318.000 | 30 |
| N2L48 | km LÍNEA RURAL - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 2 - 2 HILOS (2 FASES, SIN NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-2 | 32.062.000 | 30 |
| N2L49 | km LÍNEA RURAL - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 2 - 2 HILOS (2 FASES, SIN NEUTRO) - CONDUCTOR D-N2-4 | 44.250.000 | 30 |
| N2L50 | km LÍNEA URBANA - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 1 - 4 HILOS (3 FASES, CON NEUTRO) - CONDUCTOR SA-N2-1 | 111.106.000 | 30 |
| N2L51 | km LÍNEA URBANA - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 1 - 4 HILOS (3 FASES, CON NEUTRO) - CONDUCTOR SA-N2-2 | 122.840.000 | 30 |
| N2L52 | km LÍNEA URBANA - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 1 - 4 HILOS (3 FASES, CON NEUTRO) - CONDUCTOR SA-N2-3 | 135.765.000 | 30 |
| N2L53 | km LÍNEA URBANA - POSTE CONCRETO - VANO TIPO 1 - 2 HILOS (1 FASE, CON NEUTRO) - CONDUCTOR SA-N2-1 | 94.055.000 | 30 |
| N2L54 | km CONDUCTOR SUBTERRÁNEO URBANO - 3 CABLES MONOPOLARES - CU AISLADO XLP O EPR, 15 kV - 4 AWG | 52.127.000 | 30 |
| N2L55 | km CONDUCTOR SUBTERRÁNEO URBANO - 3 CABLES MONOPOLARES - CU AISLADO XLP O EPR, 15 kV - 2 AWG | 81.125.000 | 30 |
| N2L56 | km CONDUCTOR SUBTERRÁNEO URBANO - 3 CABLES MONOPOLARES - CU AISLADO XLP O EPR, 15 kV - 1/0 AWG | 91.758.000 | 30 |
| N2L57 | km CONDUCTOR SUBTERRÁNEO URBANO - 3 CABLES MONOPOLARES - CU AISLADO XLP O EPR, 15 kV - 2/0 AWG | 102.390.000 | 30 |
| N2L58 | km CONDUCTOR SUBTERRÁNEO URBANO - 3 CABLES MONOPOLARES - CU AISLADO XLP O EPR, 15 kV - 3/0 AWG | 114.938.000 | 30 |
| N2L59 | km CONDUCTOR SUBTERRÁNEO URBANO - 3 CABLES MONOPOLARES - CU AISLADO XLP O EPR, 15 kV - 4/0 AWG | 130.111.000 | 30 |
| N2L60 | km CONDUCTOR SUBTERRÁNEO URBANO - 3 CABLES MONOPOLARES - CU AISLADO XLP O EPR, 15 kV - 300 kcmil | 166.586.000 | 30 |
| N2L61 | km CONDUCTOR SUBTERRÁNEO URBANO - 3 CABLES MONOPOLARES - CU AISLADO XLP O EPR, 15 kV - 350 kcmil | 181.176.000 | 30 |
| N2L62 | km CONDUCTOR SUBTERRÁNEO URBANO - 3 CABLES MONOPOLARES - CU AISLADO XLP O EPR, 15 kV - 500 kcmil | 228.877.000 | 30 |
| N2L63 | km CONDUCTOR SUBTERRÁNEO URBANO - 3 CABLES MONOPOLARES - AAAC AISLADO XLP O EPR, 15 kV - 500 kcmil | 182.038.000 | 30 |
| N2L64 | km CONDUCTOR SUBTERRÁNEO URBANO - 3 CABLES MONOPOLARES - AAAC AISLADO XLP O EPR, 15 kV - 750 kcmil | 251.252.000 | 30 |
| N2L65 | km CONDUCTOR SUBTERRÁNEO URBANO - 1 CABLE MONOPOLAR - CU AISLADO XLP O EPR, 15 KV- 1/0 AWG | 30.586.000 | 30 |
| N2L66 | km CANALIZACIÓN URBANA 2X4” | 224.811.000 | 30 |
| N2L67 | km CANALIZACIÓN URBANA 4X4” | 278.426.000 | 30 |
| N2L68 | km CANALIZACIÓN URBANA 6X4” | 340.573.000 | 30 |
| N2L69 | km CANALIZACIÓN URBANA 6X4” Y 3X6” | 533.351.000 | 30 |
Tabla número 39. UC de transformadores de conexión al STN
| UC | DESCRIPCIÓN UNIDAD CONSTRUCTIVA | COSTO DE INSTALACIÓN [$Dic 2007] | VALOR UNITARIO [$/MVA Dic. 2007] | VIDA ÚTIL |
| N5T1 | TRANSFORMADOR TRIFÁSICO (OLTC) - CONEXIÓN AL STN - HASTA 10 MVA | 161.846.000 | 54.795.000 | 30 |
| N5T2 | TRANSFORMADOR TRIFÁSICO (OLTC) - CONEXIÓN AL STN - DE 11 A 20 MVA | 174.071.000 | 48.568.000 | 30 |
| N5T3 | TRANSFORMADOR TRIFÁSICO (OLTC) - CONEXIÓN AL STN - DE 21 A 40 MVA | 234.809.000 | 44.500.000 | 30 |
| N5T4 | TRANSFORMADOR TRIFÁSICO (OLTC) - CONEXIÓN AL STN - DE 41 A 50 MVA | 254.438.000 | 42.096.000 | 30 |
| N5T5 | TRANSFORMADOR TRIFÁSICO (OLTC) - CONEXIÓN AL STN - DE 51 A 60 MVA | 267.152.000 | 40.902.000 | 30 |
| UC | DESCRIPCIÓN UNIDAD CONSTRUCTIVA | COSTO DE INSTALACIÓN [$Dic 2007] | VALOR UNITARIO [$/MVA Dic. 2007] | VIDA ÚTIL |
| N5T6 | TRANSFORMADOR TRIFÁSICO (OLTC) - CONEXIÓN AL STN - 61-90 MVA | 414.005.000 | 39.052.000 | 30 |
| N5T7 | TRANSFORMADOR TRIFÁSICO (OLTC) - CONEXIÓN AL STN - 91-100 MVA | 438.082.000 | 37.640.000 | 30 |
| N5T8 | TRANSFORMADOR TRIFÁSICO (OLTC) - CONEXIÓN AL STN - 101-120 MVA | 455.779.000 | 36.763.000 | 30 |
| N5T9 | TRANSFORMADOR TRIFÁSICO (OLTC) - CONEXIÓN AL STN - 121-150 MVA | 484.711.000 | 35.538.000 | 30 |
| N5T10 | TRANSFORMADOR TRIFÁSICO (OLTC) - CONEXIÓN AL STN – 151-180 MVA | 518.654.000 | 34.336.000 | 30 |
| N5T11 | AUTOTRANSFORMADOR MONOFÁSICO (OLTC) - CONEXIÓN AL STN - HASTA 20 MVA | 171.525.000 | 48.603.000 | 30 |
| N5T12 | AUTOTRANSFORMADOR MONOFÁSICO (OLTC) - CONEXIÓN AL STN - 21-40 MVA | 234.549.000 | 44.091.000 | 30 |
| N5T13 | AUTOTRANSFORMADOR MONOFÁSICO (OLTC) - CONEXIÓN AL STN - 41-50 MVA | 251.540.000 | 39.057.000 | 30 |
| N5T14 | AUTOTRANSFORMADOR MONOFÁSICO (OLTC) - CONEXIÓN AL STN - 51-60 MVA | 263.494.000 | 37.764.000 | 30 |
| N5T15 | AUTOTRANSFORMADOR MONOFÁSICO (OLTC) - CONEXIÓN AL STN - 61-90 MVA | 408.773.000 | 35.760.000 | 30 |
| N5T16 | AUTOTRANSFORMADOR MONOFÁSICO (OLTC) - CONEXIÓN AL STN - 91-100 MVA | 431.218.000 | 34.231.000 | 30 |
| N5T17 | AUTOTRANSFORMADOR MONOFÁSICO (OLTC) - CONEXIÓN AL STN - 101 - 120 MVA | 447.662.000 | 33.281.000 | 30 |
| N5T18 | AUTOTRANSFORMADOR MONOFÁSICO (OLTC) - CONEXIÓN AL STN - 121 - 150 MVA | 474.457.000 | 31.953.000 | 30 |
| N5T19 | TRANSFORMADOR TRIDEVANADO TRIFÁSICO (OLTC)-CONEXIÓN STN- HASTA 20 MVA | 177.568.000 | 77.123.000 | 30 |
| N5T20 | TRANSFORMADOR TRIDEVANADO TRIFÁSICO (OLTC)-CONEXIÓN AL STN – 21-40 MVA | 243.846.000 | 58.716.000 | 30 |
| N5T21 | TRANSFORMADOR TRIDEVANADO TRIFÁSICO (OLTC)-CONEXIÓN AL STN – 41-50 MVA | 262.103.000 | 50.134.000 | 30 |
| N5T22 | TRANSFORMADOR TRIDEVANADO TRIFÁSICO (OLTC)-CONEXIÓN AL STN – 51- 60 MVA | 275.341.000 | 47.929.000 | 30 |
| N5T23 | TRANSFORMADOR TRIDEVANADO TRIFÁSICO (OLTC)-CONEXIÓN AL STN – 61- 90 MVA | 422.682.000 | 44.513.000 | 30 |
| N5T24 | TRANSFORMADOR TRIDEVANADO TRIFÁSICO (OLTC)-CONEXIÓN AL STN- 91-120 MVA | 458.270.000 | 40.799.000 | 30 |
| N5T25 | TRANSFORMADOR TRIDEVANADO TRIFÁSICO (OLTC) CONEXIÓN AL STN- > 121MVA | 471.952.000 | 38.021.000 | 30 |
Tabla número 40. UC de transformadores de potencia
| UC | DESCRIPCIÓN UNIDAD CONSTRUCTIVA | COSTO DE INSTALACIÓN [$Dic. 2007] | VALOR UNITARIO [$/MVA Dic. 2007] | VIDA ÚTIL |
| N4T1 | TRANSFORMADOR TRIFÁSICO (OLTC) - LADO DE ALTA EN EL NIVEL 4 - HASTA 5 MVA | 152.592.000 | 95.390.000 | 30 |
| N4T2 | TRANSFORMADOR TRIFÁSICO (OLTC) - LADO DE ALTA EN EL NIVEL 4 - DE 5 A 10 MVA | 161.743.000 | 74.400.000 | 30 |
| N4T3 | TRANSFORMADOR TRIFÁSICO (OLTC) - LADO DE ALTA EN EL NIVEL 4 - DE 11 A 15 MVA | 172.110.000 | 64.011.000 | 30 |
| N4T4 | TRANSFORMADOR TRIFÁSICO (OLTC) - LADO DE ALTA EN EL NIVEL 4 - DE 16 A 20 MVA | 181.070.000 | 57.047.000 | 30 |
| N4T5 | TRANSFORMADOR TRIFÁSICO (OLTC) - LADO DE ALTA EN EL NIVEL 4 - DE 21 A 30 MVA | 192.852.000 | 49.593.000 | 30 |
| N4T6 | TRANSFORMADOR TRIFÁSICO (OLTC) - LADO DE ALTA EN EL NIVEL 4 - DE 31 A 40 MVA | 247.740.000 | 42.513.000 | 30 |
| N4T7 | TRANSFORMADOR TRIFÁSICO (OLTC) - LADO DE ALTA EN EL NIVEL 4 - DE 41 A 50 MVA | 261.206.000 | 37.201.000 | 30 |
| N4T8 | TRANSFORMADOR TRIFÁSICO (OLTC) - LADO DE ALTA EN EL NIVEL 4 - DE 51 A 60 MVA | 273.655.000 | 32.950.000 | 30 |
| N4T9 | TRANSFORMADOR TRIFÁSICO (OLTC) - LADO DE ALTA EN EL NIVEL 4 - DE 61 A 80 MVA | 416.987.000 | 29.569.000 | 30 |
| N4T10 | TRANSFORMADOR TRIFÁSICO (OLTC) - LADO DE ALTA EN EL NIVEL 4 - DE 81 A 100 MVA | 465.610.000 | 25.125.000 | 30 |
| N4T11 | TRANSFORMADOR TRIFÁSICO (OLTC) - LADO DE ALTA EN EL NIVEL 4 - MAYOR A 100 MVA | 470.974.000 | 20.350.000 | 30 |
| N4T12 | TRANSFORMADOR TRIDEVANADO TRIFÁSICO (OLTC) - LADO ALTA NIVEL 4 - HASTA 5 MVA | 153.214.000 | 107.134.000 | 30 |
| N4T13 | TRANSFORMADOR TRIDEVANADO TRIFÁSICO (OLTC) - LADO ALTA NIVEL 4 - DE 6 A 10 MVA | 164.096.000 | 86.212.000 | 30 |
| N4T14 | TRANSFORMADOR TRIDEVANADO TRIFÁSICO (OLTC) - LADO ALTA NIVEL 4- DE 11 A 20 MVA | 180.004.000 | 72.187.000 | 30 |
| N4T15 | TRANSFORMADOR TRIDEVANADO TRIFÁSICO (OLTC) - LADO ALTA NIVEL 4- DE 21 A 30 MVA | 198.017.000 | 59.343.000 | 30 |
| N4T16 | TRANSFORMADOR TRIDEVANADO TRIFÁSICO (OLTC) - LADO ALTA NIVEL 4- DE 31 A 40 MVA | 253.892.000 | 50.807.000 | 30 |
| UC | DESCRIPCIÓN UNIDAD CONSTRUCTIVA | COSTO DE INSTALACIÓN [$Dic. 2007] | VALOR UNITARIO [$/MVA Dic. 2007] | VIDA ÚTIL |
| N4T17 | TRANSFORMADOR TRIDEVANADO TRIFÁSICO (OLTC) - LADO ALTA NIVEL 4- DE 41 A 50 MVA | 268.073.000 | 44.404.000 | 30 |
| N4T18 | TRANSFORMADOR TRIDEVANADO TRIFÁSICO (OLTC) - LADO ALTA NIVEL 4- DE 51 A 60 MVA | 281.030.000 | 39.278.000 | 30 |
| N4T19 | TRANSFORMADOR TRIDEVANADO TRIFÁSICO (OLTC) - ALTA NIVEL 4- MAYOR A 60 MVA | 282.338.000 | 33.289.000 | 30 |
| N3T1 | TRANSFORMADOR TRIFÁSICO (NLTC) - LADO ALTA NIVEL 3 - DE 0.5 A 2.5 MVA | 96.712.000 | 53.376.000 | 30 |
| N3T2 | TRANSFORMADOR TRIFÁSICO (NLTC) - LADO ALTA NIVEL 3 - DE 2.6 A 6 MVA | 103.303.000 | 47.184.000 | 30 |
| N3T3 | TRANSFORMADOR TRIFÁSICO (OLTC) - LADO ALTA NIVEL 3 - DE 6.1 A 10 MVA | 112.806.000 | 43.497.000 | 30 |
| N3T4 | TRANSFORMADOR TRIFÁSICO (OLTC) - LADO ALTA NIVEL 3 - DE 11 A 15 MVA | 126.108.000 | 40.679.000 | 30 |
| N3T5 | TRANSFORMADOR TRIFÁSICO (OLTC) - LADO ALTA NIVEL 3 - DE 16 A 20 MVA | 138.748.000 | 38.765.000 | 30 |
| N3T6 | TRANSFORMADOR TRIFÁSICO (OLTC) - LADO ALTA NIVEL 3 - DE 21 A 30 MVA | 157.082.000 | 36.717.000 | 30 |
| N3T7 | TRANSFORMADOR TRIFÁSICO (OLTC) - LADO ALTA NIVEL 3 - MAYOR A 31 MVA | 208.869.000 | 34.070.000 | 30 |
Tabla número 41 UC de equipos de compensación
| UC | DESCRIPCIÓN UNIDAD CONSTRUCTIVA | COSTO DE INSTALACIÓN [$ Dic. 2007] | VALOR UNITARIO [$/kVAr Dic. 2007] | VIDA ÚTIL |
| N4CR1 | COMPENSACIÓN REACTIVA - CAPACIDAD FINAL MAYOR DE 3 A 6 MVAr - NIVEL 4 | 31.883.000 | 16.740 | 30 |
| N4CR2 | COMPENSACIÓN REACTIVA - CAPACIDAD FINAL MAYOR DE 6 A 12 MVAr - NIVEL 4 | 36.038.000 | 14.820 | 30 |
| N4CR3 | COMPENSACIÓN REACTIVA - CAPACIDAD FINAL MAYOR DE 12 A 18 MVAr - NIVEL 4 | 42.492.000 | 13.550 | 30 |
| N4CR4 | COMPENSACIÓN REACTIVA - CAPACIDAD FINAL MAYOR DE 18 A 54 MVAr - NIVEL 4 | 73.560.000 | 13.130 | 30 |
| N4CR5 | COMPENSACIÓN REACTIVA - CAPACIDAD FINAL MAYOR DE 54 A 90 MVAr - NIVEL 4 | 130.401.000 | 13.130 | 30 |
| N3CR1 | COMPENSACIÓN REACTIVA - CAPACIDAD FINAL MAYOR DE 1,2 A 2,4 MVAr - NIVEL 3 | 21.112.000 | 20.740 | 30 |
| N3CR2 | COMPENSACIÓN REACTIVA - CAPACIDAD FINAL MAYOR DE 2,4 A 5,4 MVAr - NIVEL 3 | 22.833.000 | 17.980 | 30 |
| N3CR3 | COMPENSACIÓN REACTIVA - CAPACIDAD FINAL MAYOR DE 5,4 A 14,4 MVAr - NIVEL 3 | 26.589.000 | 15.920 | 30 |
| N3CR4 | COMPENSACIÓN REACTIVA - CAPACIDAD FINAL MAYOR DE 14,4 A 28,8 MVAr - NIVEL 3 | 48.879.000 | 15.920 | 30 |
| N3CR5 | COMPENSACIÓN REACTIVA - CAPACIDAD FINAL MAYOR DE 28,8 A 43,2 MVAr - NIVEL 3 | 71.680.000 | 15.920 | 30 |
| N2CR1 | COMPENSACIÓN REACTIVA - CAPACIDAD FINAL MAYOR DE 90 A 180 kVAr - NIVEL 2 | 10.525.000 | 35.930 | 30 |
| N2CR2 | COMPENSACIÓN REACTIVA - CAPACIDAD FINAL MAYOR DE 180 A 360 kVAr - NIVEL 2 | 10.608.000 | 31.810 | 30 |
| N2CR3 | COMPENSACIÓN REACTIVA - CAPACIDAD FINAL MAYOR DE 360 A 600 kVAr - NIVEL 2 | 11.641.000 | 28.490 | 30 |
| N2CR4 | COMPENSACIÓN REACTIVA - CAPACIDAD FINAL MAYOR DE 600 A 1200 kVAr - NIVEL 2 | 12.304.000 | 25.230 | 30 |
| N2CR5 | COMPENSACIÓN REACTIVA - CAPACIDAD FINAL MAYOR DE 1200 A 2400 kVAr - NIVEL 2 | 13.243.000 | 22.340 | 30 |
| N2CR6 | COMPENSACIÓN REACTIVA - CAPACIDAD FINAL MAYOR DE 2400 A 3600 kVAr - NIVEL 2 | 14.655.000 | 20.420 | 30 |
Tabla número 42. UC de centros de control y calidad
| UC | DESCRIPCIÓN UNIDAD CONSTRUCTIVA | VALOR INSTALADO [$Dic. 2007] | VIDA ÚTIL |
| CCS1 | SCADA TIPO 1 | 10.230.886.000 | 10 |
| CCS2 | SISTEMA DE MANEJO DE ENERGÍA: EMS TIPO 1 | 3.111.908.000 | 10 |
| CCS3 | SISTEMA DE GESTIÓN DE DISTRIBUCIÓN: DMS TIPO 1 | 1.346.228.000 | 10 |
| CCS4 | SISTEMA DE INFORMACIÓN GEOGRÁFICO: GIS TIPO 1 | 1.874.446.000 | 10 |
| CCS5 | ENLACE ICCP TIPO 1 | 169.820.000 | 10 |
| CCS6 | SISTEMAS DE MEDIDA CALIDAD Y REGISTRO (DES-FES, PQ, kWh) TIPO 1 | 1.357.097.000 | 10 |
| CCS7 | SISTEMA DE COMUNICACIONES TIPO 1 | 1.044.178.000 | 10 |
| CCS8 | EDIFICIO DE CONTROL TIPO 1 | 1.030.524.000 | 30 |
| CCS9 | SCADA TIPO 2 | 5.341.312.000 | 10 |
| CCS10 | SISTEMA DE MANEJO DE ENERGÍA: EMS TIPO 2 | 1.624.656.000 | 10 |
| CCS11 | SISTEMA DE GESTIÓN DE DISTRIBUCIÓN: DMS TIPO 2 | 704.306.000 | 10 |
| CCS12 | SISTEMA DE INFORMACIÓN GEOGRÁFICO: GIS TIPO 2 | 1.073.394.000 | 10 |
| CCS13 | ENLACE ICCP TIPO 2 | 88.659.000 | 10 |
| CCS14 | SISTEMAS DE MEDIDA, CALIDAD Y REGISTRO (DES-FES, PQ, kWh) TIPO 2 | 704.772.000 | 10 |
| CCS15 | SISTEMA DE COMUNICACIONES TIPO 2 | 846.723.000 | 10 |
| CCS16 | EDIFICIO DE CONTROL TIPO 2 | 1.059.999.000 | 30 |
| UC | DESCRIPCIÓN UNIDAD CONSTRUCTIVA | VALOR INSTALADO [$Dic. 2007] | VIDA ÚTIL |
| CCS17 | SCADA TIPO 3 | 865.217.000 | 10 |
| CCS18 | SISTEMA DE MANEJO DE ENERGÍA: EMS TIPO 3 | 559.995.000 | 10 |
| CCS19 | SISTEMA DE GESTIÓN DE DISTRIBUCIÓN: DMS TIPO 3 | 242.257.000 | 10 |
| CCS20 | SISTEMA DE INFORMACIÓN GEOGRÁFICO: GIS TIPO 3 | 256.793.000 | 10 |
| CCS21 | ENLACE ICCP TIPO 3 | 30.560.000 | 10 |
| CCS22 | SISTEMAS DE MEDIDA CALIDAD Y REGISTRO (DES-FES, PQ, kWh) TIPO 3 | 242.924.000 | 10 |
| CCS23 | SISTEMA DE COMUNICACIONES TIPO 3 | 291.853.000 | 10 |
| CCS24 | EDIFICIO DE CONTROL TIPO 3 | 785.177.000 | 30 |
| CCS25 | SCADA TIPO 4 | 477.554.000 | 10 |
| CCS26 | SISTEMA DE MANEJO DE ENERGÍA: EMS TIPO 4 | 145.257.000 | 10 |
| CCS27 | SISTEMA DE GESTIÓN DE DISTRIBUCIÓN: DMS TIPO 4 | 62.839.000 | 10 |
| CCS28 | SISTEMA DE INFORMACIÓN GEOGRÁFICO: GIS TIPO 4 | 50.672.000 | 10 |
| CCS29 | ENLACE ICCP TIPO 4 | 7.927.000 | 10 |
| CCS30 | SISTEMAS DE MEDIDA CALIDAD Y REGISTRO (DES-FES, PQ, kWh) TIPO 4 | 63.012.000 | 10 |
| CCS31 | SISTEMA DE COMUNICACIONES TIPO 4 | 75.704.000 | 10 |
| CCS32 | EDIFICIO DE CONTROL TIPO 4 | 666.607.000 | 30 |
El tipo de centro de control se define de acuerdo con la siguiente clasificación:
Tabla número 43. Clasificación centros de control
| TIPO CC | NÚMERO DE SEÑALES |
| TIPO 1 | SEÑALES > 50000 |
| TIPO 2 | 15000 < SEÑALES <=50000 |
| TIPO 3 | 5000 < SEÑALES <=15000 |
| TIPO 4 | SEÑALES <=5000 |
El OR deberá calcular el número de señales a partir de su inventario de activos, asignando a cada una de las UC relacionadas en la Tabla 48 con las que cuente el OR el número de señales por UC indicado.
Tabla número 44. UC de equipos de nivel de tensión 4
| UC | DESCRIPCIÓN UNIDAD CONSTRUCTIVA | VALOR INSTALADO [$Dic. 2007] | VIDA ÚTIL |
| N4EQ1 | UNIDAD DE ADQUISICIÓN DE DATOS | 74.373.000 | 10 |
| N4EQ2 | TRANSFORMADOR DE TENSIÓN NIVEL 4 | 33.967.000 | 40 |
| N4EQ3 | ARMARIO CONCENTRADOR (MARSHALL IN KIOSK) | 9.776.000 | 40 |
| N4EQ4 | UNIDAD DE CALIDAD DE POTENCIA (PQ) CREG 024 DE 2005 | 14.907.000 | 10 |
| N4EQ5 | ENLACE DE COMUNICACIONES SATELITAL | 11.776.000 | 10 |
| N4EQ6 | ENLACE DE COMUNICACIONES MICROONDAS | 61.043.000 | 10 |
| N4EQ7 | ENLACE DE FIBRA ÓPTICA | 14.080.000 | 10 |
| N4EQ8 | SISTEMA DE COMUNICACIONES POR ONDA PORTADORA | 28.446.000 | 10 |
| N4EQ9 | SISTEMA DE TELEPROTECCIÓN | 18.665.000 | 10 |
| N4EQ10 | INTERFACE DE USUARIO (IHM) | 92.069.000 | 10 |
| N4EQ11 | UNIDAD TERMINAL REMOTA | 149.672.000 | 10 |
| N4EQ12 | GATEWAY DE COMUNICACIONES | 13.848.000 | 10 |
Tabla número 45. UC de equipos de nivel de tensión 3
| UC | DESCRIPCIÓN UNIDAD CONSTRUCTIVA | VALOR INSTALADO [$Dic. 2007] | VIDA ÚTIL |
| N3EQ1 | EQUIPO DE MEDIDA | 568.000 | 15 |
| N3EQ2 | JUEGO DE CUCHILLAS PARA OPERACIÓN SIN CARGA NIVEL 3 | 788.000 | 30 |
| N3EQ3 | JUEGO DE PARARRAYOS NIVEL 3 | 546.000 | 30 |
| N3EQ4 | JUEGO DE SECCIONADORES TRIPOLAR BAJO CARGA NIVEL 3 | 29.773.000 | 30 |
| N3EQ5 | RECONECTADOR N3 | 73.482.000 | 30 |
| N3EQ6 | REGULADOR 36 KV | 162.349.000 | 30 |
| N3EQ7 | SECCIONALIZADOR MANUAL BAJO CARGA | 20.246.000 | 30 |
| N3EQ8 | SECCIONALIZADOR ELÉCTRICO (MOTORIZADO) N3 | 20.246.000 | 30 |
| N3EQ9 | TRANSICIÓN AÉREA - SUBTERRÁNEA N3 | 6.298.000 | 30 |
| N3EQ10 | TRANSFORMADOR DE PUESTA A TIERRA | 108.471.000 | 30 |
| N3EQ11 | TRANSFORMADOR DE TENSIÓN NIVEL 3 | 11.346.000 | 30 |
| N3EQ12 | UNIDAD DE ADQUISICIÓN DE DATOS NIVEL 3 | 58.512.000 | 30 |
| N3EQ13 | ARMARIO CONCENTRADOR (MARSHALL IN KIOSK) | 9.776.000 | 10 |
| N3EQ14 | UNIDAD DE CALIDAD DE POTENCIA (PQ) CREG 024 DE 2005 | 14.907.000 | 10 |
| N3EQ15 | INTERFACE DE USUARIO (IHM) | 84.254.000 | 10 |
| N3EQ16 | GATEWAY DE COMUNICACIONES | 13.848.000 | 10 |
| N3EQ17 | ENLACE DE COMUNICACIONES SATELITAL | 11.776.000 | 10 |
| N3EQ18 | ENLACE DE COMUNICACIONES MICROONDAS | 61.043.000 | 10 |
| N3EQ19 | ENLACE DE FIBRA ÓPTICA | 14.080.000 | 10 |
| N3EQ20 | UNIDAD TERMINAL REMOTA | 141.857.000 | 10 |
| N3EQ21 | SISTEMA DE TELEPROTECCIÓN | 18.665.000 | 10 |
| N3EQ22 | JUEGO DE CORTACIRCUITOS NIVEL 3 | 533.000 | 30 |
| N3EQ23 | JUEGO DE PARARRAYOS NIVEL 3 (44 kV) | 1.580.000 | 30 |
| N3EQ24 | TRANSICIÓN AÉREA - SUBTERRÁNEA N3 (44 kV) | 6.775.000 | 30 |
| N3EQ25 | INDICADOR FALLA SUBTERRÁNEO NIVEL 3 | 2.118.000 | 30 |
Tabla número 46. UC de equipos de nivel de tensión 2.
| UC | DESCRIPCIÓN UNIDAD CONSTRUCTIVA | VALOR INSTALADO [$Dic. 2007] | VIDA ÚTIL |
| N2EQ1 | BARRAJE DE DERIVACIÓN SUBTERRÁNEO N2 | 1.603.000 | 30 |
| N2EQ2 | CAJA DE MANIOBRA N2, SUMERGIBLE CON CODOS | 20.940.000 | 30 |
| N2EQ3 | CONTROL DE BANCOS DE CAPACITORES | 3.074.000 | 30 |
| N2EQ4 | BANCO DE CONDENSADORES MONTAJE EN POSTE 150KVAR | 7.882.000 | 30 |
| N2EQ5 | BANCO DE CONDENSADORES MONTAJE EN POSTE 300KVAR | 13.834.000 | 30 |
| N2EQ6 | BANCO DE CONDENSADORES MONTAJE EN POSTE 450KVAR | 19.786.000 | 30 |
| N2EQ7 | BANCO DE CONDENSADORES MONTAJE EN POSTE 600KVAR | 25.737.000 | 30 |
| N2EQ8 | BANCO DE CONDENSADORES MONTAJE EN POSTE 900KVAR | 37.641.000 | 30 |
| N2EQ9 | CORTACIRCUITOS 15 kV MONOFÁSICO | 183.000 | 30 |
| N2EQ10 | EQUIPO DE MEDIDA | 568.000 | 15 |
| N2EQ11 | INDICADOR FALLA MONOFÁSICO | 610.000 | 30 |
| N2EQ12 | JUEGO DE CORTACIRCUITOS MONOFÁSICOS N2 | 443.000 | 30 |
| N2EQ13 | JUEGO DE CUCHILLAS PARA OPERACIÓN SIN CARGA | 399.000 | 30 |
| N2EQ14 | PARARRAYOS MONOFÁSICOS | 266.000 | 30 |
| N2EQ15 | JUEGO DE PARARRAYOS MONOFÁSICOS N2 | 371.000 | 30 |
| N2EQ16 | JUEGO DE SECCIONADORES TRIFÁSICO BAJO CARGA LÍNEAS | 22.812.000 | 30 |
| N2EQ17 | JUEGO DE SECCIONADORES TRIFÁSICO BAJO CARGA S/E | 22.657.000 | 30 |
| N2EQ18 | REGULADOR DE VOLTAJE TRIFÁSICOS DE DISTRIBUCIÓN | 157.305.000 | 30 |
| N2EQ19 | REGULADOR DE VOLTAJE MONOFÁSICO HASTA 50 KVA | 35.520.000 | 30 |
| N2EQ20 | REGULADOR DE VOLTAJE MONOFÁSICO HASTA 150 KVA | 43.834.000 | 30 |
| N2EQ21 | REGULADOR DE VOLTAJE MONOFÁSICO HASTA 276 KVA | 52.684.000 | 30 |
| N2EQ22 | REGULADOR DE VOLTAJE MONOFÁSICO HASTA 500 KVA | 82.698.000 | 30 |
| N2EQ23 | REGULADOR DE VOLTAJE MONOFÁSICO HASTA 1000 KVA | 128.988.000 | 30 |
| N2EQ24 | SECCIONADOR MONOPOLAR 14.4 KV | 2.955.000 | 30 |
| N2EQ25 | SECCIONADOR TRIFÁSICO VACÍO | 17.323.000 | 30 |
| N2EQ26 | SECCIONALIZADOR CON CONTROL INTELIGENTE, 400A | 20.246.000 | 30 |
| N2EQ27 | SECCIONALIZADOR ELÉCTRICO, 400 A - EN SF6 | 17.323.000 | 30 |
| N2EQ28 | SECCIONALIZADOR MOTORIZADO N2 | 20.246.000 | 30 |
| N2EQ29 | SECCIONALIZADOR MANUAL (BAJO CARGA), 400 A | 17.323.000 | 30 |
| N2EQ30 | INTERRUPTOR EN AIRE BAJO CARGA | 11.363.000 | 30 |
| N2EQ31 | TRANSICIÓN AÉREA - SUBTERRÁNEA N2 | 5.327.000 | 30 |
| N2EQ32 | UNIDAD DE ADQUISICIÓN DE DATOS NIVEL 2 | 58.512.000 | 10 |
| N2EQ33 | ARMARIO CONCENTRADOR (MARSHALL IN KIOSK) | 9.776.000 | 30 |
| N2EQ34 | UNIDAD DE CALIDAD DE POTENCIA (PQ) CREG 024 DE 2005 | 14.907.000 | 10 |
| N2EQ35 | RECONECTADOR N2 | 42.362.000 | 30 |
| N2EQ36 | INTERRUPTOR DE TRANSFERENCIA EN SF6 N2 | 69.422.000 | 30 |
| N2EQ37 | TRANSFORMADOR DE PUESTA A TIERRA | 108.471.000 | 30 |
| N2EQ38 | TRANSFORMADOR DE TENSIÓN NIVEL 2 | 5.699.000 | 30 |
Tabla número 47. Áreas típicas reconocidas para terrenos de las UC
Tabla número 48. Área reconocida por componente para el edificio de control de subestaciones
| ÍTEM | ÁREA RECONOCIDA [m2] |
| ÁREAS GENERALES S/E NIVEL 4 - AG4,s | 75 |
| ÁREAS GENERALES S/E NIVEL 3 - AG3,s | 56,25 |
| BAHÍA - ABh | 11,25 |
| CELDA - ACe | 7,5 |
Tabla número 49. Señales por unidad constructiva
| UC | DESCRIPCIÓN UC | SEÑALES POR UC |
| N4S1 | BAHÍA DE LÍNEA - CONFIGURACIÓN BARRA SENCILLA - TIPO CONVENCIONAL | 108 |
| N4S2 | BAHÍA DE TRANSFORMADOR - CONFIGURACIÓN BARRA SENCILLA - TIPO CONVENCIONAL | 160 |
| N4S3 | BAHÍA DE LÍNEA - CONFIGURACIÓN BARRA DOBLE - TIPO CONVENCIONAL | 108 |
| N4S4 | BAHÍA DE TRANSFORMADOR - CONFIGURACIÓN BARRA DOBLE - TIPO CONVENCIONAL | 160 |
| N4S5 | BAHÍA DE LÍNEA - CONFIGURACIÓN BARRA DOBLE CON BY PASS - TIPO CONVENCIONAL | 108 |
| N4S6 | BAHÍA DE TRANSFORMADOR - CONFIGURACIÓN BARRA DOBLE CON BY PASS - TIPO CONVENCIONAL | 160 |
| N4S7 | BAHÍA DE LÍNEA - CONFIGURACIÓN BARRA PRINCIPAL Y TRANSFERENCIA - TIPO CONVENCIONAL | 108 |
| N4S8 | BAHÍA DE TRANSFORMADOR - CONFIGURACIÓN BARRA PRINCIPAL Y TRANSFERENCIA - TIPO CONVENCIONAL | 160 |
| N4S9 | BAHÍA DE LÍNEA - CONFIGURACIÓN INTERRUPTOR Y MEDIO - TIPO CONVENCIONAL | 162 |
| N4S10 | BAHÍA DE TRANSFORMADOR - CONFIGURACIÓN INTERRUPTOR Y MEDIO - TIPO CONVENCIONAL | 240 |
| N4S11 | BAHÍA DE LÍNEA - CONFIGURACIÓN EN ANILLO - TIPO CONVENCIONAL | 162 |
| N4S12 | BAHÍA DE TRANSFORMADOR - CONFIGURACIÓN EN ANILLO - TIPO CONVENCIONAL | 240 |
| N4S13 | BAHÍA DE LÍNEA - CONFIGURACIÓN BARRA SENCILLA - TIPO ENCAPSULADA (SF6) | 108 |
| N4S14 | BAHÍA DE TRANSFORMADOR - CONFIGURACIÓN BARRA SENCILLA - TIPO ENCAPSULADA (SF6) | 160 |
| N4S15 | BAHÍA DE LÍNEA - CONFIGURACIÓN BARRA DOBLE - TIPO ENCAPSULADA (SF6) | 108 |
| N4S16 | BAHÍA DE TRANSFORMADOR - CONFIGURACIÓN BARRA DOBLE - TIPO ENCAPSULADA (SF6) | 160 |
| N4S17 | BAHÍA DE MANIOBRA - (ACOPLE - TRANSFERENCIA O SECCIONAMIENTO) - TIPO CONVENCIONAL | 108 |
| N4S18 | BAHÍA DE MANIOBRA - TIPO ENCAPSULADA (SF6) | 108 |
| N3S1 | BAHÍA DE LÍNEA - CONFIGURACIÓN BARRA SENCILLA -TIPO CONVENCIONAL | 60 |
| N3S2 | BAHÍA DE TRANSFORMADOR - CONFIGURACIÓN BARRA SENCILLA - TIPO CONVENCIONAL | 90 |
| N3S3 | BAHÍA DE LÍNEA - CONFIGURACIÓN BARRA DOBLE - TIPO CONVENCIONAL | 60 |
| N3S4 | BAHÍA DE TRANSFORMADOR - CONFIGURACIÓN BARRA DOBLE - TIPO CONVENCIONAL | 90 |
| N3S5 | BAHÍA DE LÍNEA - CONFIGURACIÓN BARRA PRINCIPAL Y TRANSFERENCIA - TIPO CONVENCIONAL | 60 |
| N3S6 | BAHÍA DE TRANSFORMADOR - CONFIGURACIÓN BARRA PRINCIPAL Y TRANSFERENCIA - TIPO CONVENCIONAL | 90 |
| N3S7 | BAHÍA DE LÍNEA - CONFIGURACIÓN BARRA SENCILLA - TIPO ENCAPSULADA (SF6) | 60 |
| N3S8 | BAHÍA DE TRANSFORMADOR - CONFIGURACIÓN BARRA SENCILLA - TIPO ENCAPSULADA (SF6) | 90 |
| N3S9 | BAHÍA DE LÍNEA - CONFIGURACIÓN BARRA DOBLE - TIPO ENCAPSULADA (SF6) | 60 |
| N3S10 | BAHÍA DE TRANSFORMADOR - CONFIGURACIÓN BARRA DOBLE - TIPO ENCAPSULADA (SF6) | 90 |
| N3S11 | CELDA DE LÍNEA - SUBESTACIÓN TIPO METALCLAD | 60 |
| N3S12 | CELDA DE TRANSFORMADOR O ACOPLE - SUBESTACIÓN TIPO METALCLAD | 60 |
| N3S13 | BAHÍA DE LÍNEA - SUBESTACIÓN CONVENCIONAL REDUCIDA - TIPO 1 | 60 |
| N3S14 | BAHÍA DE TRANSFORMADOR - SUBESTACIÓN CONVENCIONAL REDUCIDA - TIPO 1 | 90 |
| N3S15 | BAHÍA DE LÍNEA - SUBESTACIÓN CONVENCIONAL REDUCIDA - TIPO 2 | 60 |
| N3S16 | BAHÍA DE TRANSFORMADOR - SUBESTACIÓN CONVENCIONAL REDUCIDA - TIPO 2 | 90 |
| N3S17 | BAHÍA DE LÍNEA - SUBESTACIÓN REDUCIDA | 60 |
| N3S18 | BAHÍA DE TRANSFORMADOR - SUBESTACIÓN REDUCIDA | 90 |
| N3S19 | BAHÍA DE ACOPLE - TIPO CONVENCIONAL | 60 |
| N3S20 | BAHÍA DE ACOPLE - TIPO ENCAPSULADA (SF6) | 60 |
| N2S1 | BAHÍA DE LÍNEA - CONFIGURACIÓN BARRA SENCILLA - TIPO CONVENCIONAL | 60 |
| N2S2 | BAHÍA DE TRANSFORMADOR - CONFIGURACIÓN BARRA SENCILLA - TIPO CONVENCIONAL | 90 |
| N2S3 | BAHÍA DE LÍNEA - CONFIGURACIÓN BARRA DOBLE - TIPO CONVENCIONAL | 60 |
| N2S4 | BAHÍA DE TRANSFORMADOR - CONFIGURACIÓN BARRA DOBLE - TIPO CONVENCIONAL | 90 |
| N2S5 | BAHÍA DE LÍNEA - CONFIGURACIÓN BARRA PRINCIPAL Y TRANSFERENCIA - TIPO CONVENCIONAL | 60 |
| N2S6 | BAHÍA DE TRANSFORMADOR - CONFIGURACIÓN BARRA PRINCIPAL Y TRANSFERENCIA - TIPO CONVENCIONAL | 90 |
| N2S7 | BAHÍA DE LÍNEA - SUBESTACIÓN REDUCIDA | 60 |
| N2S8 | BAHÍA DE ACOPLE O SECCIONAMIENTO (CONFIGURACIONES EN QUE APLICA) - TIPO CONVENCIONAL | 60 |
| N2S9 | CELDA DE SALIDA DE CIRCUITO - BARRA SENCILLA - SUBESTACIÓN METALCLAD | 60 |
| UC | DESCRIPCIÓN UC | SEÑALES POR UC |
| N2S10 | CELDA DE LLEGADA DE TRANSFORMADOR - BARRA SENCILLA - SUBESTACIÓN METALCLAD | 60 |
| N2S11 | CELDA DE INTERCONEXIÓN O DE ACOPLE - BARRA SENCILLA - SUBESTACIÓN METALCLAD | 60 |
| N2S12 | CELDA DE MEDIDA O AUXILIARES - BARRA SENCILLA - SUBESTACIÓN METALCLAD | 30 |
| N2S13 | GABINETE PROTECCIÓN DE BARRAS - SUBESTACIÓN METALCLAD | 30 |
| N2S14 | DUCTO DE BARRAS O CABLES LLEGADA TRANSFORMADOR - BARRA SENCILLA - SUBESTACIÓN METALCLAD | 30 |
| N2S15 | CELDA DE SALIDA DE CIRCUITO - DOBLE BARRA - SUBESTACIÓN METALCLAD | 60 |
| N2S16 | CELDA DE LLEGADA DETRANSFORMADOR - DOBLE BARRA - SUBESTACIÓN METALCLAD | 90 |
| N2S17 | CELDA DE INTERCONEXIÓN O DE ACOPLE - DOBLE BARRA - SUBESTACIÓN METALCLAD | 60 |
| N2S18 | CELDA DE MEDIDA O AUXILIARES - DOBLE BARRA - SUBESTACIÓN METALCLAD | 30 |
15.2 COSTOS ACTIVOS DE NIVEL DE TENSIÓN 1.
Los costos para la valoración de activos de nivel de tensión 1 son los siguientes, los valores corresponden a pesos de diciembre de 2007:
Tabla número 50. Costo DDP de conductores
| DESCRIPCIÓN DEL CONDUCTOR | COSTO DDP [$/m] | DESCRIPCIÓN DEL CONDUCTOR | COSTO DDP [$/m] | DESCRIPCIÓN DEL CONDUCTOR | COSTO DDP [$/m] | ||||||||
| TIPO | MATERIAL | CALIBRE | TIPO | MATERIAL | CALIBRE | TIPO | MATERIAL | CALIBRE | |||||
| AISLADO | ALUMINIO | < 6 | 515 | DESNUDO | ALUMINIO | 14 | 545 | TRENZADO | ALUMINIO | < 6 | 2.060 | ||
| AISLADO | ALUMINIO | 4 | 890 | DESNUDO | ALUMINIO | 12 | 585 | TRENZADO | ALUMINIO | 4 | 3.195 | ||
| AISLADO | ALUMINIO | 2 | 1.490 | DESNUDO | ALUMINIO | 10 | 645 | TRENZADO | ALUMINIO | 2 | 5.370 | ||
| AISLADO | ALUMINIO | 1 | 1.915 | DESNUDO | ALUMINIO | 8 | 745 | TRENZADO | ALUMINIO | 1/0 | 8.835 | ||
| AISLADO | ALUMINIO | 1/0 | 2.450 | DESNUDO | ALUMINIO | 6 | 900 | TRENZADO | ALUMINIO | 2/0 | 11.805 | ||
| AISLADO | ALUMINIO | 2/0 | 3.120 | DESNUDO | ALUMINIO | 4 | 1.150 | TRENZADO | ALUMINIO | 4/0 | 18.215 | ||
| AISLADO | ALUMINIO | 3/0 | 3.965 | DESNUDO | ALUMINIO | 2 | 1.795 | TRENZADO | COBRE | 12 | 3.635 | ||
| AISLADO | ALUMINIO | 4/0 | 5.030 | DESNUDO | ALUMINIO | 1 | 1.825 | TRENZADO | COBRE | 10 | 4.825 | ||
| AISLADO | ALUMINIO | 250 | 5.965 | DESNUDO | ALUMINIO | 1/0 | 2.335 | TRENZADO | COBRE | 8 | 7.125 | ||
| AISLADO | ALUMINIO | 6/0 | 6.650 | DESNUDO | ALUMINIO | 2/0 | 2.775 | TRENZADO | COBRE | 6 | 10.770 | ||
| AISLADO | ALUMINIO | 350 | 8.575 | DESNUDO | ALUMINIO | 3/0 | 3.175 | TRENZADO | COBRE | 4 | 16.570 | ||
| AISLADO | COBRE | < 12 | 910 | DESNUDO | ALUMINIO | 4/0 | 4.045 | TRENZADO | COBRE | 2 | 25.800 | ||
| AISLADO | COBRE | 10 | 1.305 | DESNUDO | ALUMINIO | 6/0 | 4.945 | TRENZADO | COBRE | 1/0 | 40.470 | ||
| AISLADO | COBRE | 8 | 1.940 | DESNUDO | ALUMINIO | 180 | 5.555 | TRENZADO | COBRE | 2/0 | 53.040 | ||
| AISLADO | COBRE | 6 | 2.945 | DESNUDO | ALUMINIO | 336 | 5.930 | ||||||
| AISLADO | COBRE | 4 | 4.545 | DESNUDO | COBRE | < 10 | 965 | ||||||
| AISLADO | COBRE | 2 | 7.085 | DESNUDO | COBRE | 8 | 1.960 | ||||||
| AISLADO | COBRE | 1 | 8.875 | DESNUDO | COBRE | 6 | 3.440 | ||||||
| AISLADO | COBRE | 1/0 | 11.130 | DESNUDO | COBRE | 4 | 4.405 | ||||||
| AISLADO | COBRE | 2/0 | 13.970 | DESNUDO | COBRE | 2 | 7.620 | ||||||
| AISLADO | COBRE | 3/0 | 17.555 | DESNUDO | COBRE | 1/0 | 11.475 | ||||||
| AISLADO | COBRE | 4/0 | 22.075 | DESNUDO | COBRE | 1 | 12.700 | ||||||
| AISLADO | COBRE | 250 | 26.035 | DESNUDO | COBRE | 2/0 | 13.695 | ||||||
| AISLADO | COBRE | 6/0 | 28.920 | DESNUDO | COBRE | 6/0 | 18.165 | ||||||
| AISLADO | COBRE | 300 | 31.200 | DESNUDO | COBRE | 750 | 31.110 | ||||||
| AISLADO | COBRE | 350 | 36.150 | ||||||||||
| AISLADO | COBRE | 400 | 41.530 | ||||||||||
| AISLADO | COBRE | 500 | 51.845 | ||||||||||
Tabla número 51. Costo DDP de estructuras de apoyo
| ALTURA [m] | CONCRETO | MADERA | METÁLICO |
| 8 | 232.210 | 163.730 | 749.095 |
| 10 | 289.610 | 255.240 | 852.605 |
Para postes con altura hasta de 9 m se utiliza el valor del poste de 8 m, para postes con altura hasta de 11 m, se utiliza el valor del poste de 10 m.
Los postes de la muestra con altura igual o mayor a 12 m no se valoran ya que se entiende que son compartidos y se reconocen en el nivel de tensión 2.
El costo de los postes corresponde al costo ponderado de estructuras de suspensión y retención.
Tabla número 52. Costo DDP de transformadores
| No FASES | CAPACIDAD [kVA] | TIPO | COSTO DDP | No FASES | CAPACIDAD [kVA] | TIPO | COSTO DDP |
| MONOFÁSICO | 5 | AÉREO | 1.185.005 | TRIFÁSICO | 45 | PEDESTAL | 7.078.565 |
| MONOFÁSICO | 7,5 | AÉREO | 1.350.225 | TRIFÁSICO | 75 | PEDESTAL | 8.051.515 |
| MONOFÁSICO | 10 | AÉREO | 1.515.440 | TRIFÁSICO | 112,5 | PEDESTAL | 9.267.705 |
| MONOFÁSICO | 15 | AÉREO | 1.845.880 | TRIFÁSICO | 225 | PEDESTAL | 12.916.270 |
| MONOFÁSICO | 25 | AÉREO | 2.506.755 | TRIFÁSICO | 250 | PEDESTAL | 13.727.065 |
| MONOFÁSICO | 37,5 | AÉREO | 3.332.850 | TRIFÁSICO | 300 | PEDESTAL | 15.348.650 |
| MONOFÁSICO | 50 | AÉREO | 4.158.945 | TRIFÁSICO | 400 | PEDESTAL | 18.591.820 |
| MONOFÁSICO | 75 | AÉREO | 5.811.135 | TRIFÁSICO | 500 | PEDESTAL | 21.834.990 |
| TRIFÁSICO | 15 | AÉREO | 2.808.440 | TRIFÁSICO | 630 | PEDESTAL | 26.051.110 |
| TRIFÁSICO | 20 | AÉREO | 3.110.230 | TRIFÁSICO | 1000 | PEDESTAL | 38.050.840 |
| TRIFÁSICO | 30 | AÉREO | 3.713.805 | TRIFÁSICO | 45 | SUBESTACIÓN | 9.425.630 |
| TRIFÁSICO | 45 | AÉREO | 4.619.170 | TRIFÁSICO | 75 | SUBESTACIÓN | 10.742.465 |
| TRIFÁSICO | 50 | AÉREO | 4.920.960 | TRIFÁSICO | 112,5 | SUBESTACIÓN | 12.388.510 |
| TRIFÁSICO | 75 | AÉREO | 6.429.900 | TRIFÁSICO | 150 | SUBESTACIÓN | 14.034.555 |
| TRIFÁSICO | 112,5 | AÉREO | 8.693.315 | TRIFÁSICO | 225 | SUBESTACIÓN | 17.326.640 |
| TRIFÁSICO | 150 | AÉREO | 10.956.730 | TRIFÁSICO | 250 | SUBESTACIÓN | 18.424.005 |
| TRIFÁSICO | 300 | SUBESTACIÓN | 20.618.730 | ||||
| TRIFÁSICO | 400 | SUBESTACIÓN | 25.008.180 | ||||
| TRIFÁSICO | 500 | SUBESTACIÓN | 29.397.630 | ||||
| TRIFÁSICO | 630 | SUBESTACIÓN | 35.103.910 | ||||
| TRIFÁSICO | 1000 | SUBESTACIÓN | 51.344.875 | ||||
Tabla número 53. Costo instalado de cajas para redes subterráneas
| TIPO CAJA | VALOR INSTALADO |
| SENCILLA | 1.142.990 |
| DOBLE | 2.826.175 |
| ALUMBRADO | 692.280 |
| TELÉFONO | 1.142.990 |
Tabla número 54. Costo instalado de canalizaciones
| NÚMERO DE DUCTOS | VALOR INSTALADO [$/m] | NÚMERO DE DUCTOS | VALOR INSTALADO [$/m] |
| 1 | 93.190 | 11 | 368.775 |
| 2 | 93.190 | 12 | 368.775 |
| 3 | 138.980 | 13 | 461.970 |
| 4 | 138.980 | 14 | 461.970 |
| 5 | 184.390 | 15 | 507.755 |
| 6 | 184.390 | 16 | 507.755 |
| 7 | 277.580 | 17 | 553.165 |
| 8 | 277.580 | 18 | 553.165 |
| 9 | 323.365 | 20 | 646.355 |
| 10 | 323.365 | 24 | 737.550 |
Tabla número 55. Costo de instalación de conductores
| TIPO CONDUCTOR/CALIBRE | AÉREO URBANO [$/m] | AÉREO RURAL [$/m] | SUBTERRÁNEO URBANO [$/m] |
| AISLADO/DESNUDO < 1/0 | 890 | 1.715 | 820 |
| AISLADO/DESNUDO >= 1/0 | 1.010 | 2.040 | 965 |
| TRENZADO | 3.605 | 4.890 | 2.955 |
Tabla número 56. Accesorios y costos de instalación de postes
| TIPO | ACCESORIOS | INSTALACIÓN POSTES | ||
| TIPO DE SOPORTE | RED COMÚN | RED TRENZADA | URBANO | RURAL |
| SUSPENSIÓN | 29.688 | 23.996 | 225.618 | 304.053 |
| RETENCIÓN | 57.906 | 31.747 | 230.369 | 308.629 |
Tabla 57. Costos de instalación de transformadores
| No. FASES | CAPACIDAD [kVA] | TIPO | URBANO | RURAL |
| MONOFÁSICO | <= 30 | AÉREO | 2.415.600 | 2.845.335 |
| MONOFÁSICO | > 30 | AÉREO | 2.451.145 | 2.897.375 |
| TRIFÁSICO | <= 100 | AÉREO | 2.566.840 | 3.001.455 |
| TRIFÁSICO | > 100 | AÉREO | 2.605.400 | 3.105.540 |
| TRIFÁSICO | <= 500 | PEDESTAL | 20.935.560 | 20.935.560 |
| TRIFÁSICO | > 500 | PEDESTAL | 21.285.985 | 21.285.985 |
| TRIFÁSICO | <= 500 | SUBESTACIÓN | 46.295.710 | 46.295.710 |
| TRIFÁSICO | > 500 | SUBESTACIÓN | 50.886.615 | 50.886.615 |
Los valores presentados en la Tabla 56 incluyen el costo de los accesorios y el costo de instalación de los transformadores.
Tabla número 58. Costo otros elementos
| ELEMENTO | VALOR INSTALADO |
| PALOMILLA | 19.545 |
| PUESTA A TIERRA | 115.840 |
| CAJA DERIVACIÓN ACOMETIDAS | 115.520 |
Las cajas de derivación de acometidas se reconocen únicamente en redes aéreas con conductor trenzado, se asocia una sola caja por transformador.
