Publicación Diario Oficial No.: 50.171, el día:10/March/2017
Publicada en la WEB CREG el: 10/March/2017
Comentarios hasta el: 11/April/2017
Favor Dirigir los Comentarios a: Dr. GERMAN CASTRO FERREIRA - DIRECTOR EJECUTIVO
EN CONSULTA
Ministerio de Minas y Energía

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

RESOLUCIÓN No. 016 DE 2017

( 04 MAR. 2017 )

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 1524, 2253 de 1994, 2696 de 2004 y 1260 de 2013.

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 efectuaría 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 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 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 2696 de 2004, que establece “tres (3) meses antes de la fecha prevista para que inicie el periodo de vigencia de las fórmulas tarifarias, se deberán hacer públicos en la página Web de la Comisión correspondiente los proyectos de metodologías y de fórmulas, los estudios respectivos y los textos de los proyectos de resoluciones”, la Comisión expidió para comentarios la resolución CREG 179 de 2014, en la cual se propone la metodología para la remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional.

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

El presente proyecto de resolución ha sido sometido a consulta en tres ocasiones, a saber:

La primera a través de la Resolución CREG 179 de 2014, la cual fue publicada tanto en el Diario Oficial como en la página web de la CREG el 13 de febrero de 2015, teniendo como plazo final para la presentación de comentarios el día 14 de mayo de ese mismo año.

La segunda, a través de la Resolución CREG 024 de 2016 la cual fue publicada en el Diario Oficial el 20 de marzo de 2016 y en la página web de la CREG el 14 de marzo de 2016, teniendo como plazo final para la presentación de comentarios el día 15 de abril de ese mismo año. No obstante lo anterior, se efectuó una prorroga en el plazo para presentar comentarios a través de la Resolución CREG 048 de 2016, dejando como plazo final el día 25 de abril de ese mismo año.

La tercera, mediante la expedición de la Resolución CREG 176 de 2016 publicada en el diario oficial el día 9 de noviembre de ese mismo año y en la página web de la CREG el día 4 de noviembre, teniendo como plazo final para la presentación de comentarios el día 22 de noviembre de 2016.

No obstante, habiéndose dado cumplimiento por parte de esta Comisión a lo establecido en el Decreto 2696 de 2004, el cual a su vez fue compilado mediante el Decreto 1078 de 2015, en relación con la obligación que tiene la Comisión de publicar los proyectos de metodologías y de fórmulas, los estudios respectivos y los textos de los proyectos de resoluciones para comentarios, se publica nuevamente para consulta la 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 cual incorpora los resultados del análisis de los comentarios recibidos sobre la propuesta publicada mediante la Resolución CREG 176 de 2016.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 763 del 04 de marzo de 2017, acordó expedir esta resolución.


R E S U E L V E:


Artículo 1. 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 2. 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 treinta (30) 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.

Las observaciones y sugerencias sobre el proyecto deberán dirigirse al Director Ejecutivo de la Comisión, a la dirección: Avenida calle 116 No. 7-15, Interior 2 oficina 901 o al correo electrónico creg@creg.gov.co.

Artículo 3. 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

Dado en Bogotá, D. C.

GERMÁN ARCE ZAPATA
GERMÁN CASTRO FERREIRA
Ministro de Minas y Energía
Director Ejecutivo
Presidente

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 1524, 2253 de 1994, 2696 de 2004 y 1260 de 2013.



CONSIDERANDO QUE:




Le corresponde a la CREG señalar las políticas generales de administración y control de eficiencia de los servicios públicos domiciliarios, en los términos de la Constitución Nacional y la Ley, y definir el régimen tarifario con fundamento en los criterios establecidos para garantizar el cumplimiento de los fines de la intervención del Estado en la prestación de los servicios públicos y conforme a la política pública del Gobierno Nacional.

En virtud de lo dispuesto en el Capítulo V de la Ley 142 de 1994, las fórmulas tarifarias tienen una vigencia de cinco años y continuarán rigiendo mientras la Comisión no fije las nuevas; no obstante, la Comisión deberá iniciar la actuación administrativa para fijar las nuevas tarifas, doce meses antes de la fecha prevista para que termine la vigencia de las fórmulas tarifarias y siguiendo el procedimiento establecido en el artículo 11 del Decreto 2696 de 2004 sobre reglas de difusión para la adopción de fórmulas tarifarias.

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.

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

A su vez, el Decreto 1937 de 2013, estableció que los planes de reducción de pérdidas ordenados por los literales c, d y e del artículo 3° del Decreto 387 de 2007 entrarán en aplicación una vez entren en vigencia los cargos de distribución aprobados mediante la metodología de remuneración de la actividad de distribución que remplace la establecida en la Resolución CREG 097 de 2008.

Con la expedición del Decreto 388 de 2007, modificado por los Decretos 1111 de 2008, 3451 de 2008 y 2492 de 2014, 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.

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

Mediante la Resolución CREG 043 de 2013, la Comisión puso en conocimiento de las entidades prestadoras del servicio público domiciliario de energía eléctrica, los usuarios y demás interesados, las bases sobre las cuales se efectuaría 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 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 siguiente periodo tarifario.

En cumplimiento de lo previsto en el numeral 11.3 del artículo 11 del Decreto 2696 de 2004, compilado por el Decreto 1078 de 2015 y 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 en un taller el 9 de septiembre de 2014.

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

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

Mediante la Resolución CREG 024 de 2016, la Comisión expidió para comentarios la segunda propuesta de remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional.

Mediante la Resolución CREG 176 de 2016, la Comisión expidió para comentarios la tercera propuesta de remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional.

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


RESUELVE:

Artículo 1. 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 sistema interconectado nacional, SIN.

Artículo 2. Ámbito de Aplicación. Esta resolución aplica a los agentes económicos que prestan el servicio de distribución de energía eléctrica y a los usuarios que utilizan el servicio.

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

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

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

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

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

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

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

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

Se preservan las situaciones particulares y concretas consolidadas con anterioridad a la entrada en vigencia de la Resolución CREG 097 de 2008 en las que, en los términos y con el alcance de la definición de Activos de Conexión a un STR o a un SDL prevista en el artículo 12 de la Resolución CREG 082 de 2002, se tengan varios usuarios finales usando Activos de Conexión al SDL y con la medida en el Nivel de Tensión 1 y la respectiva solicitud de conexión haya sido presentada en los términos del numeral 4 del Anexo General de la Resolución CREG 070 de 1998. A estos usuarios se les cobrarán cargos por uso de Nivel de Tensión 2 o 3 y para la determinación del consumo se debe referir la medida al Nivel de Tensión que corresponda utilizando el factor Pj,1 que corrresponda.

Activos de nivel de tensión 1: son los conformados por las redes de transporte que operan a tensiones menores a 1 kV y los transformadores con voltaje secundario menor a 1 kV que las alimentan para atender dos o más usuarios, incluyendo las protecciones y equipos de maniobra asociados, sin incluir los que hacen parte de instalaciones internas. Estos activos son considerados activos de uso. En esta clasificación se incluyen los transformadores de conexión con capacidad igual o inferior a 15 kVA.

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, etc.) y equipos de cómputo.

Activo no operativo: activo que estando en las condiciones necesarias para operar no puede hacerlo 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.

Capacidad disponible del activo: parte de un activo que esta siendo utilizada en la prestación del servicio, expresada como un porcentaje de la capacidad total que puede entregar acorde con sus características técnicas o datos de fabricante en condiciones normales de operación.

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

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.

Compensación por energía no suministrada, CNE: compensación por ocasionar energía no suministrada o por dejar no operativos otros activos.

Conexión y acceso a redes: es el derecho que tiene todo usuario a utilizar las redes del STN, STR y/o SDL, 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 o distribuidor solicita desconectar temporalmente equipos determinados, que es estudiado y, de ser procedente, autorizado por el CND.

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

Costos medios: son los costos unitarios de inversión, administración, operación y mantenimiento calculados para una infraestructura asociada, expresados en $/kWh.

Disponibilidad: se define como el tiempo total sobre un período dado, durante el cual un activo de uso estuvo en servicio o cuando, sin estar en servicio, el agente lo declara disponible y el CND no instruye su conexión por condiciones de topología, seguridad, confiabilidad o calidad del SIN.

DIU: indicador de calidad que representa la duración de las interrupciones del servicio de un usuario del sistema de distribución en un periodo establecido.

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

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.

FIU: indicador de calidad que representa la cantidad o la frecuencia de interrupciones del servicio que recibe un usuario del sistema de distribución en un periodo establecido.

Grupo de activos: conjunto de activos en operación cuyas funcionalidades se encuentran interrelacionadas.

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

Indisponibilidad: se define como el tiempo durante el cual un activo de uso no estuvo en servicio total o parcialmente. Un activo estará indisponible, y se seguirá considerando en esta condición, aunque su función esté siendo suplida por otro activo del SIN.

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

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

Mercado de comercialización: conjunto de usuarios regulados y no regulados conectados a un mismo STR y/o SDL, servido por un mismo OR. También hacen parte del mercado de comercialización los usuarios conectados directamente al STN del área de influencia del respectivo OR, así como los usuarios conectados a activos de un TR dentro de esta misma área.

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.

Se exceptúa de este cobro a aquel usuario que solicite aumento de carga y el OR no pueda atender dicha solicitud en el mismo nivel de tensión en el que pertenece el usuario al momento de la misma. La condición de aumento de carga será verificada 14 meses después de la fecha de entrada en servicio de la nueva conexión mediante la comparación de las energías anuales antes y después de la fecha de entrada de la modificación de la conexión. En caso de que la cantidad de energía consumida durante el año siguiente al de entrada de la conexión sea igual o superior a la cantidad de energía del año anterior multiplicada por el factor resultante de dividir la nueva potencia contratada entre la potencia original, se conservará la exención de cobro por MUNTS, en caso contrario, se efectuará el cobro correspondiente según lo calculado en el capítulo 11.

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: 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: energía que se pierde en un mercado de comercialización por motivos diferentes al transporte y transformación de la energía eléctrica.

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

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

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

RPP: fracción del costo de una unidad constructiva que es remunerada vía cargos por uso, que no se incluye en el cálculo de la tarifa de acuerdo con lo dispuesto en el numeral 8.7 de la Ley 142 de 1994, modificado por el artículo 99 de la Ley 1450 de 2011.

SAIDI: indicador de calidad que representa la duración promedio por usuario de las interrupciones de un sistema de distribución en un periodo establecido. Sigla de la denominación inglesa de System Average Interruption Duration Index.

SAIFI: indicador de calidad que representa la cantidad promedio por usuario de interrupciones de un sistema de distribución en un periodo establecido. Sigla de la denominación inglesa de 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 o el TR 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 para un esquema de ingreso máximo.

Trabajos de expansión o reposición en la red: son las actividades necesarias para la entrada en operación comercial de un generador, de los activos que componen los proyectos de expansión y demás que hagan parte del plan de inversiones que la CREG le haya aprobado al OR o de las expansiones del STR que se ejecuten a través de los procesos de selección que realiza la UPME.

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

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

Unidad constructiva especial: es aquella que contiene elementos con características técnicas que no la hace asimilable a las UC definidas.

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

Usuario conectado directamente al STN: es el usuario final del servicio de energía eléctrica conectado al STN mediante equipos destinados en un 100% a su uso exclusivo.

Se preservan las situaciones particulares en las que un usuario a la fecha de entrada en vigencia de la Resolución CREG 097 de 2008 estaba reconocido como usuario conectado directamente al STN.

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

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

Artículo 4. Criterios generales. La metodología que se aplicará para el cálculo de los cargos por uso de los STR o SDL tendrá en cuenta los siguientes criterios generales:

a. En virtud del principio de integralidad de la tarifa establecido en la Ley, los cargos de los SDL variarán según los índices de calidad del servicio prestado.

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

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

d. Para la determinación de la base regulatoria de activos inicial se podrá incluir el valor de activos en operación a diciembre de 2007 que no fueron reportados y no se encuentran en el valor implícito reconocido en los cargos de distribución vigentes.

e. Para la determinación de la base regulatoria de activos inicial se excluirá el valor de los activos que estén fuera de operación a la fecha de corte y que se encuentre en el valor implícito reconocido en los cargos de distribución vigentes, es responsabilidad del OR reportar esta información dentro de la solicitud de ingresos.

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

g. 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.

h. 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.

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

j. Los activos a incorporar en el sistema y relacionados en los planes de inversión deben ser activos nuevos. No se considerarán activos retirados de otros sistemas o trasladados dentro del mismo sistema, salvo las excepciones establecidas en el capítulo 14.

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

l. 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.

m. 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.

n. 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 a la red.

o. 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.

p. La responsabilidad por el AOM y la reposición de los activos de conexión es del usuario que se conecta al sistema. Se exceptúa el AOM de los activos de conexión del nivel de tensión 1 con capacidades iguales o inferiores a 15 kVA y con equipo de medida en el nivel de tensión 1, el cual debe ser realizado por el OR sin que se requieran pagos adicionales a los del AOM de nivel de tensión 1.

q. 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. Es obligación de los OR reportar los activos que no deben incluirse en la tarifa.

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

s. El OR facturará a los comercializadores los cargos de los niveles de tensión 3, 2 o 1 con base en la demanda de los usuarios que atiende el comercializador y el nivel de tensión al que están conectados los usuarios.

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

u. 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.

v. 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.

w. 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.

x. Los activos de uso de los niveles de tensión 3 y 4 que se encuentren dentro del alcance del sistema de gestión de activos podrán tener una remuneración adicional una vez cumplida su vida útil y la recuperación de capital se haya completado en los términos de la presente resolución. La remuneración adicional podrá darse hasta por un periodo tarifario, siempre y cuando la operación de estos activos no afecte la seguridad, confiabilidad y calidad en la prestación del servicio. Se exceptúan los activos de comunicaciones y control de estos niveles de tensión, así como los activos correspondientes a centros de control.

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

Artículo 5. Solicitud de aprobación de ingresos. 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 la solicitud de ingresos para el periodo tarifario.

La solicitud deberá ajustarse al procedimiento, contenido y formatos que la Comision publique via circular para tal fin

Parágrafo 1. Cuando el OR no someta a aprobación de la CREG la solicitud de ingresos en el plazo previsto, la Comisión fijará los ingresos anuales de cada nivel de tensión con la información disponible 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

Parágrafo 2. Para las empresas resultantes de fusiones o desintegraciones la información base, según la antigüedad con que sea requerida en esta resolución, comprenderá la de las empresas que dieron lugar a la fusión o a la desintegración.

Artículo 6. Activos puestos en operación después de la fecha de corte. Los activos puestos en operación después de la fecha de corte y antes de la entrada en vigencia de los ingresos aprobados como resultado de la aplicación de la metodología definida en esta resolución, se incorporarán en la base inicial de activos durante el primer año de aplicación de los ingresos aprobados.

Estos activos se incluirán mediante un ajuste de la variable CRINj,n,l aprobada en la resolución de ingresos de cada OR y su valor se determinará según lo establecido en el numeral 3.1.1.2.

El OR deberá suministrar la información necesaria para determinar este valor dentro de los tres (3) meses siguientes a la aprobación de los ingresos con base en esta metodología.

Artículo 7. Cálculo de los cargos de los STR y SDL. Los cargos de los STR y SDL serán calculados por el LAC de acuerdo con lo establecido en los capítulos 1 y 9.

Artículo 8. Nuevos sistemas de distribución. Quienes pretendan operar nuevos sistemas de distribución que se constituyan con posterioridad a la entrada en vigencia de la presente resolución, deberán obtener previamente la aprobación de 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 cargos por parte de la Comisión.

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

Artículo 9. Índices de pérdidas de energía y planes de gestión de pérdidas. Las pérdidas de energía en cada nivel de tensión se establecerán con base en la información disponible de cada sistema, acorde con lo contenido en el capítulo 7 y servirán para definir los índices de referencia al STN.

Con base en lo establecido en el Decreto 387 de 2008 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 dispuesto en el capítulo 7.

Los autogeneradores y cogeneradores 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 del STR 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 5.

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 5.

Artículo 11. Obligación de reportar eventos. Los agentes que presten servicios de distribución de energía eléctrica en los STR deberán informar al CND la ocurrencia de cualquier evento, dentro de los quince (15) minutos siguientes a la ocurrencia del mismo, y la finalización de la ejecución de maniobras dentro de los cinco (5) minutos siguientes.

Artículo 12. Actualización y liquidación de los cargos por uso de STR y SDL. Los cargos por uso por nivel de tensión serán calculados, actualizados y publicados por el LAC.

Artículo 13. Conformación de los STR y SDL. Para efectos de la liquidación de cargos por uso se establecen los STR definidos en el capítulo 8.

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 14. 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 15. 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. Pago de los costos asociados con la migración de nivel de tensión, según lo establecido en el capítulo 11.

A los usuarios que por requerimientos de aumento de carga instalada debidamente demostrada y que no sea posible atender por parte del OR en el nivel de tensión existente, no se les exigirá el pago de estos costos.

Parágrafo: El OR deberá aprobar el cambio del nivel de tensión dentro de los quince (15) días siguientes a la fecha de la solicitud cuando exista la capacidad, y el usuario haya justificado la necesidad y se haya efectuado 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 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 donde se encuentre la capacidad, el valor y la subestación en el formato que XM defina para tal fin.

Artículo 16. 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 10. El OR deberá otorgar dicha disponibilidad, siempre y cuando tenga la capacidad disponible en su sistema en el punto de conexión solicitado por el usuario.

Parágrafo 1. El valor total del costo asociado con los cargos de respaldo debe ser reportado por el OR al LAC para que su valor sea descontado del ingreso del respectivo nivel de tensión del OR. El LAC debe llevar un registro de los contratos de respaldo en los SDL y STR donde se encuentre la capacidad, el valor y la subestación en el formato que XM defina para tal fin.

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

Artículo 17. Transporte de energía reactiva. Los OR o los usuarios finales pagarán por el transporte de energía reactiva cuando superen los límites establecidos en cada caso, de acuerdo con lo establecido en el capítulo 12.

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 18. 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 1. 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 2. 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 proporción a la utilización por cada OR.

Artículo 19. Remuneración de proyectos de expansión de cobertura en zonas interconectables al SIN. En aplicación del Decreto 1623 de 2015, los OR deberán presentar en la solicitud de remuneración y anualmente, los proyectos de expansión de cobertura de su área de influencia de acuerdo con los criterios y reglas establecidas en el capítulo 13.

Artículo 20. 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.

Artículo 21. Costo asociado con la verificación de información. Los costos asociados con la verificación de información, de existencia de activos, de gastos y de calidad del servicio serán asumidos por los OR. Los criterios para las verificaciones serán definidos posteriormente por la Comisión.

Artículo 22. Vigencia de los cargos por uso. Los cargos por uso de los STR y SDL que defina la Comisión estarán vigentes desde la fecha en que quede en firme la resolución que los apruebe y hasta cuando se cumplan cinco años desde la entrada en vigencia de la presente resolución, sin perjuicio de las actualizaciones a que haya lugar.

Parágrafo. Vencido el período de vigencia de los cargos por uso que apruebe la Comisión, éstos continuarán rigiendo hasta que la Comisión apruebe los nuevos.

Artículo 23. Derogatorias. La presente resolución deroga la Resolución CREG 094 de 2012 excepto el capítulo 3 del anexo general de esa resolución y las demás disposiciones que le sean contrarias.


PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE




Dado en Bogotá, D. C.



ANEXO GENERAL

CONTENIDO

CAPITULO 1.     CÁLCULO DE CARGOS. 24

1.1                              CARGOS POR USO. 24

1.1.1                     Cargos por uso de nivel de tensión 4. 24

1.1.2                     Cargos por uso de nivel de tensión 3. 24

1.1.3                     Cargos por uso de nivel de tensión 2. 24

1.1.4                     Cargos por uso de nivel de tensión 1. 25

1.1.5                     Cargos por incentivos de calidad del servicio. 26

1.2                              CARGOS POR NIVEL DE TENSIÓN. 27

1.2.1                     Cargos del nivel de tensión 4. 27

1.2.2                     Cargos del nivel de tensión 3. 28

1.2.3                     Cargos del nivel de tensión 2. 29

1.2.4                     Cargos del nivel de tensión 1. 30

1.3                              ACTUALIZACIÓN Y LIQUIDACIÓN DE CARGOS. 31

1.3.1                     Actualización, liquidación y recaudo de cargos del STR. 31

1.3.2                     Actualización y liquidación de los cargos del SDL. 32

CAPITULO 2.     CÁLCULO DE LOS INGRESOS DE LOS OR.. 34

2.1                              INGRESOS DE LOS OR EN EL NIVEL DE TENSIÓN  4. 34

2.2                              INGRESOS DE LOS TR EN EL NIVEL DE TENSIÓN  4. 34

2.3                              INGRESOS DE NIVEL DE TENSIÓN  3. 35

2.4                              INGRESOS DE NIVEL DE TENSIÓN  2. 35

2.5                              INGRESOS DE NIVEL DE TENSIÓN 1. 36

2.6                              INGRESOS POR OTROS CONCEPTOS. 37

2.7                              FACTOR PARA CALCULAR VALORES MENSUALES. 37

CAPITULO 3.     INGRESO ANUAL POR INVERSIONES. 38

3.1                              BASE REGULATORIA DE ACTIVOS. 38

3.1.1                     Base regulatoria de activos eléctricos. 38

3.1.2                     Base regulatoria de activos no eléctricos. 59

3.2                              RECUPERACIÓN DE CAPITAL RECONOCIDA. 59

3.2.1                     Recuperación de capital de activos de la BRA inicial 60

3.2.2                     Recuperación de capital de activos nuevos. 61

3.2.3                     Ajuste de la recuperación de capital al final del periodo tarifario. 61

3.2.4                     Vida útil reconocida por categoría de activos. 62

3.3                              BASE REGULATORIA DE TERRENOS. 63

CAPITULO 4.     INGRESO ANUAL POR GASTOS DE AOM.. 64

4.1                              AOM BASE A RECONOCER. 64

4.1.1                     AOM inicial 65

4.1.2                     AOM objetivo. 65

4.1.3                     AOM demostrado. 68

4.1.4                     AOM remunerado. 68

4.1.5                     Porcentaje adicional de AOM.. 69

4.1.6                     AOM por niveles de tensión. 69

4.2                              VALOR DE AOM PARA NUEVAS INVERSIONES. 70

4.3                              VERIFICACIÓN DEL VALOR ANUAL DE AOM.. 71

CAPITULO 5.     CALIDAD DEL SERVICIO.. 72

5.1                              CALIDAD DEL SERVICIO EN LOS STR. 72

5.1.1                     Características de calidad a la que está asociado el ingreso. 72

5.1.2                     Activos sujetos al esquema de calidad. 73

5.1.3                     Bases de datos. 73

5.1.4                     Reglamento para el reporte de eventos. 73

5.1.5                     Máximas horas anuales de indisponibilidad. 77

5.1.6                     Ajuste de máximas horas de indisponibilidad. 78

5.1.7                     Indisponibilidad de los activos de uso del STR. 78

5.1.8                     Estimación de la capacidad disponible por un evento. 79

5.1.9                     Eventos excluidos. 80

5.1.10                  Procedimiento para los mantenimientos mayores. 82

5.1.11                  Activos que entran en operación comercial. 82

5.1.12                  Valor de referencia para compensación. 83

5.1.13                  Remuneración en algunos casos de indisponibilidad. 83

5.1.14                  Compensaciones 84

5.1.15                  Informe sobre ENS. 87

5.1.16                  Zona excluida de CNE. 88

5.1.17                  Límite de los valores a compensar 90

5.2                              Calidad del Servicio en los SDL. 90

5.2.2                     Calidad media del sistema. 94

5.2.3                     Niveles de calidad individual 102

5.2.4                     Indicadores de referencia y de calidad mínima garantizada. 107

5.2.5                     Alumbrado público. 107

5.2.6                     Usuarios que inyectan energía a la red. 108

5.2.7                     Contratos de calidad extra. 108

5.2.8                     Requisitos del esquema de incentivos y compensaciones 109

5.2.9                     Información básica para la aplicación del esquema de incentivos y compensaciones 110

5.2.10                  Verificaciones a la información. 115

5.2.11                  Responsabilidades de información sobre la calidad en los SDL. 115

5.2.12                  Calidad en empresas o en redes que se interconecten al SIN. 117

5.2.13                  Calidad de empresas que se fusionan o se escinden. 118

5.2.14                  Transición. 119

CAPITULO 6.     PLANES DE INVERSIÓN. 120

6.1                              Criterios de generales. 120

6.2                              Presentación de los planes de inversión. 121

6.3                              Contenido de los planes de inversión. 122

6.3.1                     Diagnostico. 122

6.3.2                     Proyectos de inversión motivados en la atención de demanda. 123

6.3.3                     Proyectos de inversión no motivados en la atención de demanda. 124

6.3.4                     Proyectos de inversión en el STR. 128

6.4                              Aprobación de los planes de inversión. 128

6.4.1                     Valor del plan de inversión para evaluación. 129

6.4.2                     Costo de reposición de referencia. 130

6.5                              Seguimiento de los planes de inversión. 130

6.6                              Ajuste de los planes de inversión. 132

6.7                              Publicidad y difusión de los planes de inversión. 132

CAPITULO 7.     PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA. 134

7.1                              PÉRDIDAS RECONOCIDAS POR NIVEL DE TENSIÓN. 134

7.1.1                     Pérdidas eficientes 134

7.1.2                     Pérdidas reconocidas para OR que no aplican para optar a plan de reducción. 137

7.1.3                     Pérdidas reconocidas para OR que pueden optar a presentar plan de reducción de pérdidas. 138

7.1.4                     Cálculo de índices de pérdidas. 139

7.2                              Determinación de los factores para referir al STN. 144

7.2.1                     Nivel de tensión 4. 144

7.2.2                     Nivel de tensión 3. 144

7.2.3                     Nivel de tensión 2. 145

7.2.4                     Nivel de tensión 1. 146

7.2.5                     Pérdidas de transformadores de conexión al STN: 146

7.3                              gestión de pérdidas. 146

7.3.1                     Requisitos para la presentación del plan de reducción. 147

7.3.2                     Cálculo del costo total del plan. 148

7.3.3                     Inicio del plan de mantenimiento de pérdidas. 151

7.3.4                     Inicio y seguimiento del plan de reducción de pérdidas. 151

7.3.5                     Liquidación, Recaudo y Actualización del CPROGj,m. 154

7.3.6                     Suspensión, cancelación del plan de reducción y devolución de ingresos. 158

7.3.7                     Cálculo de flujos de energía. 164

CAPITULO 8.     CONFORMACIÓN DE STR.. 167

8.1                              STR NORTE. 167

8.2                              STR CENTRO-SUR. 167

CAPITULO 9.     CARGOS HORARIOS. 168

9.1                              CURVAS DE CARGA TÍPICAS POR NIVEL DE TENSIÓN. 168

9.2                              PERIODOS DE CARGA MÁXIMA, MEDIA Y MÍNIMA. 168

9.3                              CÁLCULO DE CARGOS HORARIOS. 169

CAPITULO 10.     CARGOS POR RESPALDO DE LA RED.. 171

10.1                           DETERMINACIÓN DE CURVAS DE CARGA. 172

10.2                           INGRESOS RECIBIDOS POR RESPALDO. 172

CAPITULO 11.     COSTOS ASOCIADOS CON MUNTS. 174

CAPITULO 12.     COSTOS DE TRANSPORTE DE ENERGÍA REACTIVA. 175

CAPITULO 13.     REMUNERACIÓN DE PROYECTOS DE EXPANSIÓN DE COBERTURA EN ZONAS INTERCONECTABLES. 178

13.1                           Alcance. 178

13.2                           Criterios para la presentación de los proyectos. 178

13.3                           Priorización de proyectos. 179

13.4                           Solicitud anual de remuneración. 179

13.5                           VAloraciÓn de los proyectos. 179

13.6                           Obligaciones de los OR. 180

13.7                           Cálculo del incremento TARIFARIO. 181

13.8                           Formato de reporte de información. 182

13.9                           SEGUIMIENTO DE LOS PLANES DE expansión de cobertura. 182

13.10                        Publicidad y difusión de los planes de inversión. 182

CAPITULO 14.     UC PARA VALORACIÓN DE ACTIVOS NUEVOS. 183

14.1                           UC de NIVELES DE tensión 4, 3 Y 2. 183

14.2                           UC asociadas a subestaciones. 183

14.2.1                  UC asociadas a líneas. 186

14.3                           costos activos de NIVEL DE TENSIÓN 1. 200

14.4                           CATEGORIAS DE UNIDADES CONSTRUCTIVAS. 207

CAPITULO 15.     UC PARA VALORACIÓN DE ACTIVOS BRA INICIAL. 210

15.1                           UC DE NIVELES DE TENSIÓN 4, 3 Y 2. 210

15.2                           CATEGORIAS DE UNIDADES CONSTRUCTIVAS. 225

CAPITULO 16.     ÍNDICES DE RIESGO POR MUNICIPIO.. 228




Doble click sobre el archivo anexo para bajarlo(Resoluciones CREG)
Creg019-2017.docxCreg019-2017.docxCreg019-2017.pdfCreg019-2017.pdf
Doble click sobre el archivo anexo para bajarlo(Documento CREG)
D-010-17 METODOLOGÍA DE REMUNERACIÓN.pdfD-010-17 METODOLOGÍA DE REMUNERACIÓN.pdf