CREG - Resolución 0097 de 2008

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(septiembre 26) Diario Oficial No. 47.134 de 6 de octubre de 2008 COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS Por la cual se aprueban los principios generales y la metodología para el establecimiento de los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local. Resumen de Notas de Vigencia Concordancias CREG Doctrina Concordante LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS, en ejercicio de las atribuciones legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994, y los Decretos 1524 y 2253 de 1994,

CONSIDERANDO: Que de acuerdo con lo previsto en los Artículos 23, Literales c) y d), y 41 de la Ley 143 de 1994, es función de la Comisión de Regulación de Energía y Gas definir la metodología para el cálculo y fijar las tarifas por el acceso y uso de las redes eléctricas, así como el procedimiento para hacer efectivo su pago; Que según lo previsto en la Ley 143 de 1994, Artículo 6o, la actividad de distribución de energía eléctrica, se rige por los principios de eficiencia, calidad, continuidad, adaptabilidad, neutralidad, solidaridad y equidad; Que la Ley 143 de 1994, Artículo 39, establece que “los cargos asociados con el acceso y uso de las redes del sistema interconectado nacional cubrirán, en condiciones óptimas de gestión, los costos de inversión de las redes de interconexión, transmisión y distribución, según los diferentes niveles de tensión, incluido el costo de oportunidad de capital, de administración, operación y mantenimiento, en condiciones adecuadas de calidad y confiabilidad, y de desarrollo sostenible. Estos cargos tendrán en cuenta criterios de viabilidad financiera”; Que la Ley 143 de 1994, Artículo 45, dispuso que “los costos de distribución que servirán de base para la definición de tarifas a los usuarios regulados del servicio de electricidad, por parte de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, tendrán en cuenta empresas eficientes de referencia según áreas de distribución comparables, teniendo en cuenta las características propias de la región, tomarán en cuenta los costos de inversión de las redes de distribución, incluido el costo de oportunidad de capital, y los costos de administración, operación y

mantenimiento por unidad de potencia máxima suministrada. Además, tendrán en cuenta niveles de pérdidas de energía y potencia característicos de empresas eficientes comparables”; Que según lo dispuesto en los Artículos 44 de la Ley 143 de 1994 y 87 de la Ley 142 del mismo año, el régimen tarifario para usuarios finales regulados de una misma empresa estará orientado por los criterios de eficiencia económica, suficiencia financiera, neutralidad, solidaridad y redistribución del ingreso, simplicidad y transparencia; Que en virtud del principio de eficiencia económica definido por los Artículos 44 de la Ley 143 de 1994 y 87 de la Ley 142 del mismo año, el régimen de tarifas procurará que éstas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo, garantizándose una asignación eficiente de recursos en la economía; Que de acuerdo con el Artículo 87.8 de la Ley 142 de 1994, toda tarifa tendrá un carácter integral, en el sentido de que supondrá una calidad y grado de cobertura del servicio, cuyas características definirán las comisiones reguladoras. Un cambio en estas características se considerará como un cambio en la tarifa; Que según lo establecido en el Artículo 87.1 de la Ley 142 de 1994, en virtud del principio de eficiencia económica, se deben tener en cuenta “los aumentos de productividad esperados, y que éstos deben distribuirse entre la empresa y los usuarios, tal como ocurriría en un mercado competitivo”; Que según lo dispuesto en el Artículo 92 de la Ley 143 de 1994, las Comisiones pueden corregir en las fórmulas, “los índices de precios aplicables a los costos y gastos de la empresa con un factor que mida los aumentos de

productividad que se esperan en ella, y permitir que la fórmula distribuya entre la empresa y el usuario los beneficios de tales aumentos”; Que en virtud del principio de suficiencia financiera definido en los Artículos 44 de la Ley 143 de 1994 y 87 de la Ley 142 del mismo año, se debe garantizar a las empresas eficientes la recuperación de sus costos de inversión y sus gastos de administración, operación y mantenimiento, y permitir la remuneración del patrimonio de los accionistas en la misma forma en la que lo habría remunerado una empresa eficiente en un sector de riesgo comparable; Que según lo previsto en el Artículo 11 de la Ley 143 de 1994, bajo el régimen tarifario de Libertad Regulada le corresponde a la Comisión de Regulación de Energía y Gas fijar “los criterios y la metodología con arreglo a los cuales las empresas de electricidad podrán determinar o modificar los precios máximos para los servicios ofrecidos”; Que según lo previsto en la Ley 142 de 1994, Artículo 18, todas las personas jurídicas están facultadas para hacer inversiones en empresas de servicios públicos; Que según lo dispuesto en el Artículo 85 de la Ley 143 de 1994, las decisiones de inversión en distribución de energía eléctrica constituyen responsabilidad de aquellos que las acometan, quienes asumen en su integridad los riesgos inherentes a la ejecución y explotación de los proyectos; Que la Ley 142 de 1994, Artículo 87, numeral 87.9 modificado por el Artículo 143 de la Ley 1151 de 2007, estableció que “Las entidades públicas podrán aportar bienes o derechos a las empresas de servicios públicos

domiciliarios, siempre y cuando su valor no se incluya en el cálculo de las tarifas que hayan de cobrarse a los usuarios y que en el presupuesto de la entidad que autorice el aporte figure este valor. Las Comisiones de Regulación establecerán los mecanismos necesarios para garantizar la reposición y mantenimiento de estos bienes. Lo dispuesto en el presente Artículo no es aplicable cuando se realice enajenación o capitalización respecto de dichos bienes o derechos.” Que según lo establecido en la Ley 143 de 1994, Artículo 18, “compete al Ministerio de Minas y Energía definir los planes de expansión de la generación y de la red de interconexión y fijar criterios para orientar el planeamiento de la transmisión y la distribución” y de acuerdo con esta misma norma “los planes de generación y de interconexión serán de referencia y buscarán orientar y racionalizar el esfuerzo del Estado y de los particulares para la satisfacción de la demanda Nacional de electricidad en concordancia con el Plan Nacional de Desarrollo y el Plan Energético Nacional”; Que mediante la Resolución CREG 082 de 2002 la Comisión de Regulación de Energía y Gas aprobó los principios generales y la metodología para el establecimiento de cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y/o Distribución Local, la cual se encuentra vigente; Que el Artículo 13 de la Resolución CREG 082 de 2002 dispone que los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local que apruebe la Comisión estarán vigentes hasta 31 de diciembre del año 2007 y que vencido el periodo de vigencia los costos y cargos aprobados continuarán rigiendo hasta que la

Comisión apruebe los nuevos; Que mediante el Decreto 388 de 2007 modificado por los Decretos 1111 y 3451 de 2008, el Gobierno Nacional estableció las políticas y directrices relacionadas con el aseguramiento de la cobertura del servicio de electricidad, que debe seguir la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, al fijar la metodología de remuneración a través de Cargos por Uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional; Que mediante la Resolución 182148 del 2007 expedida por el Ministerio de Minas y Energía, se definieron criterios de seguridad y confiabilidad para los Sistemas de Transmisión Regional – STR, para que sean incorporados en la metodología de distribución; Que mediante la Resolución CREG 111 de 2006, la Comisión de Regulación de Energía y Gas sometió a consideración de los agentes, usuarios y terceros interesados, los principios generales conceptuales sobre la remuneración en distribución eléctrica, que permitirían establecer con posterioridad, la metodología para determinar los cargos en dicha actividad en el Sistema Interconectado Nacional; Que para la revisión de las Unidades Constructivas se contrató el “Estudio para el análisis y determinación de las Unidades Constructivas utilizadas en los Niveles de Tensión 1, 2, 3, 4 y Conexión al STN, así como los costos eficientes asociados con cada una de estas Unidades. CDP-281-06”, con la firma GPI-Gerencia en Proyectos de Ingeniería, y el documento final fue publicado en la página Web de la CREG con la circular 005 del 23 de enero de 2008, mediante la cual se invitó a los agentes e interesados a enviar sus comentarios al respecto;

Que para el establecimiento de las pérdidas a reconocer por Operador de Red, la Comisión contrató la “Consultoría para la determinación de las pérdidas de energía en los mercados de comercialización presentes en el SIN y definición de criterios para la evaluación de Planes de Reducción y/o mantenimiento de pérdidas de Energía. CDP-152-07”, con la firma IEB Ingeniería Especializada S.A., y el documento final fue publicado en la página Web de la CREG con la circular 024 del 11 de marzo de 2008, mediante la cual se divulgaron los resultados obtenidos por el consultor; Que para el estudio de los gastos relacionados con Administración, Operación y Mantenimiento, la Comisión contrató el estudio “Desarrollo de metodologías para la remuneración de los Costos Eficientes de AOM en empresas de distribución y transmisión eléctrica”, elaborado por la Universidad EAFIT en el marco del Convenio Especial de Cooperación Técnica suscrito entre COLCIENCIAS y la CREG, el cual fue divulgado en la página Web de la CREG con la Circular 022 del 6 de marzo de 2008; Que para revisión de la metodología de productividad, se contrato el estudio “Revisión y actualización del factor de productividad asociado a las actividades de transmisión y distribución de energía eléctrica, transporte y distribución de gas natural y GLP”, contratado con la Universidad EAFIT, cuyos resultados fueron publicados en la página Web de la CREG con la circular 003 del 11 de enero de 2008; Que sobre la metodología para evaluar los costos y cargos del Nivel de Tensión 1, se realizó al interior de la Comisión un estudio cuyos resultados fueron puestos en conocimiento de los agentes mediante las circulares

CREG 08 de 2008 y 079 de 2007, para comentarios de los agentes y terceros interesados; Que para analizar el tema de Calidad del Servicio se llevaron a cabo reuniones con 21 Operadores de Red, en adelante OR, entre el 12 de febrero y el 6 de marzo de 2008, de las que se concluyó la necesidad de implementar un esquema simétrico de incentivos que involucre al OR y al usuario, con base en el desempeño en materia de calidad; Que la Comisión, mediante Resolución CREG 001 de 2008 publicó un proyecto de resolución que pretende adoptar con el fin de definir la metodología para determinar la tasa de retorno para remunerar la actividad de distribución de energía eléctrica y los estudios relacionados; Que mediante la Resolución CREG 036 de 2008 se ordenó hacer público un proyecto de resolución que pretende adoptar la CREG con el fin de aprobar los principios generales y la metodología para el establecimiento de los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local; Que en cumplimiento de lo establecido por el Decreto 2696 de 2004, se publicó el 15 de mayo de 2008 en el diario El Tiempo, la convocatoria para la celebración de audiencias públicas con el fin de presentar la propuesta de metodología de remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica contenida en la Resolución CREG 036 de 2008; Que de conformidad con el inciso 11.4 del Artículo 11 del Decreto 2696 de 2004, el día 16 de mayo de 2008 se remitió a las distintas Gobernaciones para su correspondiente divulgación, copias del documento que presenta la

explicación en lenguaje sencillo del alcance de las fórmulas de remuneración de la actividad de distribución; Que el 8 de mayo de 2008 se presentó a las empresas de distribución del sector eléctrico el estudio “Consultoría para la determinación de las pérdidas de energía en los mercados de comercialización presentes en el SIN y definición de criterios para la evaluación de Planes de Reducción y/o mantenimiento de pérdidas de Energía. CDP-152-07”, realizado por la firma IEB Ingeniería Especializada S.A.; Que los días 15 y 19 de mayo y 24 de junio de 2008 se llevaron a cabo talleres con ASOCODIS en los cuales se presentaron comentarios acerca del factor de instalación considerado en la Unidades Constructivas y, en general, acerca de la Resolución CREG 036 de 2008; Que entre el 28 de mayo y el 6 de junio de 2008 se efectuaron talleres con 22 Operadores de Red, IEB Ingeniería Especializada S.A. y la CREG, donde se analizaron los comentarios de los agentes en cuanto a los resultados de las pérdidas técnicas y no técnicas de energía eléctrica incluidos en el estudio del consultor; Que se realizó un taller los días 22 y 23 de mayo de 2008 para presentar a las empresas del sector eléctrico, usuarios y terceros interesados las resoluciones CREG 036 y 047 de 2008 las cuales contienen los proyectos de resolución que pretende establecer los principios generales y la metodología para el establecimiento de los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local y el establecimiento de las Áreas

de Distribución de Energía Eléctrica ADD, respectivamente; Que de conformidad con el inciso 11.5 del Artículo 11 del Decreto 2696 de 2004, se realizaron consultas públicas en las ciudades de Cali (4 de junio de 2008), Medellín (5 de junio de 2008), Barranquilla (6 de junio de 2008) y Bogotá (9 de junio de 2008); Que el día 16 de junio de 2008 se realizó un taller con los Operadores de Red acerca del estado actual, implementación y tiempos propuestos para el cumplimiento de los requerimientos de medición y registro incluidos en la Resolución CREG 036 de 2008, dentro del tema de Calidad del Servicio de los STR y SDL; Que durante los meses de junio y julio de 2008 se llevaron a cabo reuniones con proveedores de equipos de medida con el propósito de analizar las posibilidades de implementar la medición de la calidad del servicio a nivel de usuario; Que entre el 1 y el 10 de julio de 2008 se realizaron reuniones con los Operadores de Red con el fin de que las empresas presentaran el impacto estimado en la valoración de las inversiones en los niveles de tensión 1, 2, 3, 4 y conexión al STN, con la aplicación de la Resolución CREG 036 de 2008; Que del 28 de julio al 1 de agosto de 2008 se realizaron visitas a las empresas Centrales Eléctricas de Nariño S.

A. E.S.P., Empresa de Energía del Pacífico S. A. E.S.P., Empresas Públicas de Medellín S. A. E.S.P., Electrificadora del Caribe S. A. E.S.P. y Empresa de Energía de Boyacá S. A. E.S.P., con el propósito de revisar

el procedimiento de medición, registro y reporte de los aspectos relacionados con calidad del servicio; así mismo los representantes de Codensa visitaron las instalaciones de la CREG para presentar su esquema de calidad; Que ASOCODIS, a través de la comunicación con radicado CREG E-2008-006212, solicitó “Que se someta a consideración de la industria la propuesta final que tenga la CREG sobre la remuneración de distribución por un tiempo relativamente corto, tal como se ha realizado en el pasado con la Fórmula Tarifaria y Áreas de Distribución, entre otras.”; Que mediante la Resolución CREG 094 de 2008 nuevamente se ordenó hacer público un proyecto de resolución que pretende adoptar la CREG con el fin de aprobar los principios generales y la metodología para el establecimiento de los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local; Que el día 8 de septiembre de 2008 se presentó a los Operadores de Red los principales aspectos de la metodología propuesta en la Resolución CREG 094 de 2008; Que se recibieron comentarios de las siguientes personas con las comunicaciones radicadas en la CREG así: ENELAR E-2008-004654; CAC E-2008-004789, ASOCODIS E-008-006212; EPM E-2008-006246; EPM E2008-006258; EPM E-2008-006274; CEDENAR E-2008-006332; UPME E-2008-006376; SSPD E-2008006392; ISA E-2008-006504; ELECTROCAQUETA E-2008-006506; ASOCODIS E-2008-006512; ANDESCO

E-2008-006513; EEC E-2008-006514; ELECTRICARIBE E-2008-006516; CAPT E-2008-006517; TRANSELCA E-2008-006522; CHEC E-2008-006525; EDEQ E-2008-006528; CENS E-2008-006538; EMCALI E-2008-006539; EPSA E-2008-006543; EMCALI E-2008-006544; CODENSA E-2008-006549; EPM E-2008-006554; CND E-2008-006559; EPM E-2008-006590; CETSA E-2008-006668; EBSA E-2008-006675; EEB E-2008-006717; CON E-2008-006793; EPM E-2008-007066; HUILA E-2008-007094; ENELAR E-2008007933; ENERGÍA CONFIABLE E-2008-007965; DICELER E-2008-007980; COMERCIALIZAR E-2008007981; DISPAC E-2008-007988; CEDENAR E-2008-008014; ASOCODIS E-2008-008016; ESSA E-2008008021; ELECTRICARIBE E-2008-008025; CENS E-2008-008026; EBSA E-2008-008027; CAPT E-2008008028; ISA TRANSELCA E-2008-008029; ISA E-2008-008030; EDEQ E-2008-008032; UPME E-2008008035; EMSA E-2008-008037; EPSA E-2008-008038; ESSA E-2008-008039; CHEC E-2008-008040; EPM E2008-008041; EEB E-2008-008042; EMCALI E-2008-008043; Milton Morales E-2008-008044; ENERCA E2008-008049; CODENSA E-2008-008050; CND E-2008-008051; ENERCA E-2008-008066; CODENSA E2008-008068; ACCE E-2008-008083; GECELCA E-2008-008092; SSPD E-2008-008093; ANDI E-2008008116; CNO E-2008-008132; EPSA E-2008-008192; Que los comentarios recibidos en la CREG fueron considerados para la expedición de la presente resolución y su respectivo análisis se presenta en el documento CREG 071 de 2008; Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 388 del 22 de septiembre de 2008, aprobó los principios generales y la metodología para el establecimiento de cargos por uso de los Sistemas de Transmisión

Regional y Distribución Local RESUELVE: ARTÍCULO 1. 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. 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 los activos de uso de los STR. 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. Doctrina Concordante Activos de Conexión a un STR o a un SDL. Son los bienes que se requieren para que un Operador de Red 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. Doctrina Concordante 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.

<Inciso aclarado por el artículo 1 de la Resolución 133 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> Se preservan las situaciones particulares y concretas consolidadas con anterioridad a la entrada en vigencia de la presente resolución 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 1o 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 ó 3 y para la determinación del consumo se debe referir la medida al Nivel de Tensión que corresponda utilizando el factor Pj,1 de que trata el CAPITULO 12 del Anexo General de la presente resolución. Notas de Vigencia Doctrina Concordante Legislación Anterior Activos del Nivel de Tensión 1. Son los conformados por las redes de transporte que operan a tensiones menores de 1 kV y los transformadores con voltaje secundario menor a 1 kV que las alimentan, incluyendo las protecciones y equipos de maniobra asociados, sin incluir los que hacen parte de instalaciones internas. Estos activos son considerados activos de uso. Doctrina Concordante Activos de Uso de STR y SDL. Son aquellos activos de transporte de electricidad que operan a tensiones inferiores a 220 kV, se clasifican en UC, no son Activos de Conexión y son remunerados mediante Cargos por

Uso de STR o SDL. Doctrina Concordante Activos en Operación. Son aquellos activos eléctricos que forman parte de un sistema utilizado de forma permanente en la actividad de distribución de energía eléctrica, incluyendo aquellos que están normalmente abiertos. Se entiende por sistemas normalmente abiertos aquellos que se encuentran disponibles para entrar en servicio en forma inmediata cuando se requieran. Activos no eléctricos. Son aquellos activos que no hacen parte de la infraestructura de transporte de energía eléctrica de los OR, pero que son requeridos para cumplir con su objeto social. Hacen parte de estos activos, entre otros, los siguientes: edificios (sedes administrativas, bodegas, talleres, etc.) maquinaria y equipos (grúas, vehículos, herramientas, etc.) equipos de Cómputo y equipos de Comunicaciones. AOM. Valor de los gastos de administración, operación y mantenimiento correspondientes a la actividad de distribución de energía eléctrica en los STR y SDL, incluyendo los activos de Nivel de Tensión 1.

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

Cargos Máximos por Niveles de Tensión 1, 2, 3. Son los cargos expresados en $/kWh para cada Nivel de Tensión que remuneran el uso de los Sistemas de Distribución Local. Cargos de los STR. Son los cargos expresados en $/kWh que remuneran los Activos de Uso del Nivel de Tensión 4 de los OR. Cargos por Uso del OR. Son los cargos, expresados en $/kWh acumulados para cada Nivel de Tensión, que remuneran a un OR los Activos de Uso de los SDL y STR. Para los Niveles de Tensión 1, 2 y 3 son cargos

máximos. Doctrina Concordante Centro Nacional de Despacho (CND): Entidad encargada de la planeación, supervisión y control de la operación integrada de los recursos de generación, interconexión y transmisión del Sistema Interconectado Nacional, teniendo como objetivo una operación segura, confiable y económica, con sujeción a la reglamentación vigente y a los Acuerdos del CNO. Conexión y Acceso a Redes. Es el derecho que tiene todo usuario a utilizar las redes del Sistema de Transmisión Nacional, de un Sistema de Transmisión Regional y/o un Sistema de Distribución Local, previo el cumplimiento de las normas que rijan el servicio, el pago de las retribuciones que correspondan y el principio de eficiencia consignado en la Ley. Costos Medios del Operador de Red: Son los costos unitarios de inversión, administración, operación y mantenimiento calculados para cada OR expresados en $/kWh para cada Nivel de Tensión, que se utilizarán para efectos de la aplicación del Decreto 388 de 2007. Disponibilidad. Se define como el tiempo total sobre un período dado, durante el cual un Activo de Uso estuvo en servicio, o disponible para el servicio. La Disponibilidad siempre estará asociada con la Capacidad Nominal del Activo, en condiciones normales de operación. Evento. Situación que causa la indisponibilidad parcial o total de un Activo de Uso de los STR o SDL. Fecha de Corte. Es el 31 de diciembre del año inmediatamente anterior al de la fecha de presentación de la solicitud de costos y cargos. Índice Anual Agrupado de la Discontinuidad (IAAD). Índice de Discontinuidad que relaciona la cantidad promedio de Energía No Suministrada (ENS) por cada unidad de Energía Suministrada (ES) por un OR durante

el año de evaluación, el cual se obtiene como el promedio de los ITAD del respectivo año. Índice de Referencia Agrupado de la Discontinuidad (IRAD). Índice de Discontinuidad que relaciona la cantidad promedio de Energía No Suministrada (ENS) por cada unidad de Energía Suministrada (ES) por un OR durante el período usado como referencia. Índice Trimestral Agrupado de la Discontinuidad (ITAD). Índice de Discontinuidad que relaciona la cantidad promedio de Energía No Suministrada (ENS) por cada unidad de Energía Suministrada (ES) por un OR durante el trimestre de evaluación. Indisponibilidad. Se define como el tiempo sobre un período dado, durante el cual un Activo de Uso no estuvo en servicio o disponible para el servicio, con toda o parte de su Capacidad Nominal. 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 Operador de Red (OR), y los conectados al STN del área de influencia del respectivo OR.

Doctrina Concordante Metodología de Ingreso Regulado (Revenue Cap). Metodología de remuneración mediante la cual la

Comisión establece los ingresos que requiere cada Operador de Red, para remunerar los activos de uso del Nivel de Tensión 4 y que sirven para calcular los cargos de los STR. Metodología de Precio Máximo (Price Cap). Metodología de remuneración mediante la cual la Comisión aprueba, para cada Operador de Red, los cargos máximos por unidad de energía transportada en los Niveles de Tensión 1, 2 y 3 de su sistema. 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 sistemas de Transmisión Regional y/o Distribución Local se clasifican por niveles, en función de la tensión nominal de operación, según la siguiente definición: Nivel 4: Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 57,5 kV y menor a 220 kV. Nivel 3: Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 30 kV y menor de 57,5 kV. Nivel 2: Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 1 kV y menor de 30 kV. Nivel 1: Sistemas con tensión nominal menor a 1 kV. Doctrina Concordante Nodo. Punto donde se conectan físicamente varios elementos de un sistema eléctrico. Normalmente es el barraje de una subestación. Doctrina Concordante Operador de Red de STR y SDL (OR). Persona encargada de la planeación de la expansión, las inversiones, la operación y el mantenimiento de todo o parte de un STR o SDL, incluidas sus conexiones al STN. Los activos pueden ser de su propiedad o de terceros. Para todos los propósitos son las empresas que tienen Cargos por Uso

de los STR o SDL aprobados por la CREG. El OR siempre debe ser una Empresa de Servicios Públicos Domiciliarios. La unidad mínima de un SDL para que un OR solicite Cargos de Uso corresponde a un Municipio. Doctrina Concordante Sistema de Distribución Local (SDL). Sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a los Niveles de Tensión 3, 2 y 1 dedicados a la prestación del servicio en un Mercado de Comercialización. Doctrina Concordante Sistema de Transmisión Regional (STR). Sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por los Activos de Con