CREG - Resolución 0172 de 2011

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(diciembre 1o) Diario Oficial No. 48.295 de 27 de diciembre de 2011 COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS Por la cual se establece la metodología para la implementación de los Planes de reducción de pérdidas no técnicas en los Sistemas de Distribución Local. Resumen de Notas de Vigencia Concordancias CREG 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 conforme a lo previsto en el numeral 14.10 del artículo 14, de la Ley 142 de 1994 la libertad regulada es el régimen de tarifas mediante el cual la comisión de regulación respectiva fijará los criterios y la metodología con arreglo a los cuales las empresas de servicios públicos domiciliarios pueden determinar o modificar los precios máximos para los servicios ofrecidos al usuario o consumidor; Que de acuerdo con el numeral 88.1 del artículo 88 de la Ley 142 de 1994, “las empresas deberán ceñirse a las fórmulas que defina periódicamente la respectiva comisión para fijar sus tarifas, salvo en los casos excepcionales que señala la ley. De acuerdo con los estudios de costos, la comisión reguladora podrá establecer topes máximos y mínimos tarifarios, de obligatorio cumplimiento por parte de las empresas; igualmente, podrá definir las metodologías para determinación de tarifas si conviene en aplicar el régimen de libertad regulada o vigilada”; Que en concordancia con lo anterior, el artículo 11 de la Ley 143 de 1994 dispone que, 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 dispuesto en el artículo 87 de la Ley 142 y el artículo 44 de la Ley 143 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 en el numeral 87.1 del artículo 87 de la Ley 142 y el artículo 44 de la Ley 143 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; Que el artículo 144 de la Ley 142 de 1994 establece que los contratos uniformes pueden exigir que los suscriptores o usuarios adquieran, instalen, mantengan y reparen los instrumentos necesarios para medir sus consumos, que la empresa podrá establecer en las condiciones uniformes del contrato las características técnicas de los medidores, y del mantenimiento que deba dárselas y que será obligación de los usuarios hacerlos reparar o reemplazarlos, a satisfacción de la empresa, cuando se establezca que el funcionamiento no permite determinar en forma adecuada los consumos, o cuando el desarrollo tecnológico ponga a su disposición instrumentos de medida más precisos; Que 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; Que según lo previsto en el artículo 6o de la Ley 143 de 1994, la actividad de distribución de energía eléctrica se rige por los principios de eficiencia, calidad, continuidad, adaptabilidad, neutralidad, solidaridad y equidad; Que conforme al artículo 126 de la Ley 142 de 1994, las fórmulas tarifarias tendrán una vigencia de cinco (5)

años, salvo que antes haya acuerdo entre la empresa de servicios públicos y la comisión para modificarlas o prorrogarlas por un período igual. 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 el artículo 45 de la Ley 143 de 1994 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 mediante el Decreto 387 de 2007, modificado por el Decreto 4977 de 2007, el Gobierno Nacional estableció las políticas generales en relación con la actividad de comercialización del servicio de energía eléctrica; Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas mediante la Resolución CREG 119 de 2007 estableció la fórmula tarifaria general que permite a los Comercializadores Minoristas de electricidad establecer los costos de prestación del servicio a usuarios regulados en el Sistema Interconectado Nacional, incluyendo la variable

CPROGi incorporando las políticas definidas en el Decreto 387 de 2007, modificado por el Decreto 4977 del 27 de diciembre de 2007; Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, mediante la Resolución CREG 121 de 2007, incorporó las políticas definidas en el artículo 3o del Decreto 387 de 2007, modificado por el Decreto 4977 del 27 de diciembre de 2007, en relación con la asignación de pérdidas entre Comercializadores Minoristas en un Mercado de Comercialización; Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, mediante la Resolución CREG 097 de 2008, aprobó los principios generales y la metodología para el establecimiento de los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local. Dicha Resolución incluye disposiciones correspondientes al tratamiento de las pérdidas reconocidas en los sistemas de transmisión regional y distribución local; 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. cuyo documento final fue publicado en la página web de la CREG con la Circular CREG 057 de 2009; Que a través de las comunicaciones con radicados CREG E-2010-000872, E–2010-000913, E-2010-000315, E2010-000891, E-2010-000925, E–2010–000930, E-2010-000934, E-2010-000935, E-2010-000936, E–2010–

000937, E-2010-000939, E-2010-000941 y E-2010-000964 se recibieron comentarios de EPSA S.A. E.S.P., EDEQ S.A. E.S.P., EMCALI E.I.C.E., EEC S.A. E.S.P., CODENSA S.A. E.S.P., ASOCODIS, CHEC S.A. E.S.P., ELECTRICARIBE S.A. E.S.P., ENERTOLIMA S.A. E.S.P., CENS S.A. E.S.P., EPM E.S.P., DISPAC S.A. E.S.P. y CETSA S.A. E.S.P. respectivamente; Que se realizó un convenio interadministrativo entre la CREG y la Universidad Tecnológica de Pereira para el estudio de las pérdidas de energía eléctrica en las redes del nivel de tensión 1 de los sistemas de distribución local y el acompañamiento en la definición de modelos de estimación de costos de planes de reducción de pérdidas. Los resultados de estos estudios fueron publicados mediante la Circular CREG 052 de 2010 y fueron presentados el 24 de agosto de 2010; Que mediante la Resolución CREG 184 de 2010 se hicieron públicos tres proyectos de resolución de carácter general para definir la metodología para el establecimiento de los planes de reducción de pérdidas no técnicas en los sistemas de distribución local; Que el 25 de enero de 2011 se realizó un taller en el cual se presentó la Resolución CREG 184 de 2010 a las empresas de servicios públicos de energía eléctrica y terceros interesados; Que en cumplimiento de lo establecido en el Decreto 2696 de 2004 se realizaron consultas públicas para

presentar la propuesta para el establecimiento de los planes de reducción de pérdidas no técnicas en las ciudades de Ibagué, Cali, Barranquilla y Bogotá; Que mediante comunicaciones con radicados CREG E-2011-002123, E–2011–002468, E-2011-002751, E-2011003076, E-2011-003079, E–2011–003084, E-2011-003095, E-2011-003097, E-2011-003101, E–2011–003102, E-2011-003107, E-2011-003108, E-2011-003110, E–2011–003111, E-2011-003113, E-2011-003114, E-2011003115, E–2011–003116, E-2011-003121, E-2011-003124, E-2011-003126, E–2011–003127, E-2011-003129, E-2011-003177, E-2011-003221 y E–2011–003705 se recibieron comentarios de Marino Díaz Barrero, Iván Camilo Ramos Andrade, DISPAC S.A. E.S.P., Electrohuila S.A. E.S.P., EPM E.S.P., Enertotal S.A. E.S.P., EMGESA S.A. E.S.P., EEC S.A. E.S.P., Diceler S.A. E.S.P., EMCALI E.I.C.E. E.S.P., ANDI, Asocodis, Electricaribe S.A. E.S.P., DIACO, Codensa S.A. E.S.P., EBSA S.A. E.S.P., Enertolima S.A. E.S.P., XM S.A.

E.S.P., DICEL S.A. E.S.P., VATIA S.A. E.S.P., ACCE, EPSA S.A. E.S.P., CAC, ACCE, EPSA S.A E.S.P. y EBSA S.A. E.S.P. respectivamente. Estos comentarios fueron analizados y considerados para la elaboración de la presente resolución; Que a través de la Circular CREG 024 de 2011, se publicaron los documentos correspondientes al informe final del estudio Programa Computacional y Modelo de Estimación del Costo Eficiente, realizado por la UTP en el marco del convenio específico No. 1 del contrato Interadministrativo 2010-0137 UTP – CREG y la presentación de este informe se realizó en Pereira el 12 de abril de 2011, de acuerdo con lo anunciado en la Circular CREG 023 de 2011; Que mediante comunicaciones con radicados CREG E-2011-004815, E–2011–004827, E-2011-005256, E-2011005647 y E-2011-006505 se recibieron comentarios de ASOCODIS, DISPAC S.A. E.S.P., EBSA S.A. E.S.P., EEC S.A. E.S.P. y EPSA S.A. E.S.P. respectivamente, relacionados con el Programa Computacional y Modelo de Estimación del Costo Eficiente. Estos comentarios fueron analizados y considerados para la elaboración de la presente resolución; Que en cumplimiento de lo establecido en el artículo 7o de la Ley 1340 de 2009, a través del oficio S-2011001653, se remitieron los proyectos de resolución contenidos en la Resolución CREG 184 de 2010 con el Documento CREG D–138-10 y el cuestionario “Evaluación de la incidencia sobre la libre competencia de los

actos administrativos expedidos con fines regulatorios” a la Superintendencia de Industria y Comercio, sin que a la fecha se haya recibido concepto al respecto por parte de esa Entidad; Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 507 del 1o de diciembre de 2011, acordó expedir la presente resolución; RESUELVE: ARTÍCULO 1o. OBJETO Y ÁMBITO DE APLICACIÓN. La presente resolución tiene por objeto definir la metodología para la implementación de los planes de reducción de pérdidas no técnicas de energía en los Sistemas de Distribución Local. Se aplicará a los Operadores de Red y Comercializadores Minoristas que atienden usuarios regulados y no regulados en el Sistema Interconectado Nacional. Ir al inicio ARTÍCULO 2o. 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 387 de 2007 y en las resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes: Actividad de Comercialización Minorista. Actividad que consiste en la intermediación comercial entre los agentes que prestan los servicios de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica y los usuarios finales de dichos servicios, bien sea que esa actividad se desarrolle o no en forma combinada con otras actividades del sector eléctrico, según lo dispuesto por la regulación y la ley. Comercializador Minorista. Generador-Comercializador, Distribuidor-Comercializador o Comercializador que desarrolla la Actividad de Comercialización Minorista.

CAPj: Costo Anual del Plan del mercado de comercialización j, aprobado al OR que atiende dicho mercado.

CPROGj,m: Cargo en $/kWh por concepto del plan de reducción de pérdidas no técnicas que se traslada a los usuarios regulados y no regulados del mercado de comercialización j, en el mes m. 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. 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. Modelo de Estimación del Costo Eficiente. Herramienta computacional desarrollada para calcular la variable CPCEj de que trata el 2.3 del Anexo 2 de la presente resolución. 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. Pérdidas Eficientes de Energía. Corresponden a las pérdidas técnicas de energía en los niveles de tensión 2, 3 y 4

aprobadas en las resoluciones particulares que aprueban cargos por uso con base en la Resolución CREG 097 de

2008. En el nivel de tensión 1 es 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 Sistemas de Transmisión Regional y/o Distribución Local 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, calculada según lo expuesto en el numeral 4.2.1 del anexo 4 de la presente resolución. Período de evaluación (s). Cada uno de los dos semestres de un año. El primer período incluirá los meses previos al primer semestre completo de ejecución del plan de reducción de pérdidas no técnicas o de vigencia del índice de pérdidas de nivel de tensión 1 aprobado según la metodología de la presente resolución. Plan de Reducción de Pérdidas no Técnicas. Conjunto de actividades que debe ejecutar un Operador de Red para reducir el índice de pérdidas en su sistema y que debe contener como mínimo las etapas de Planeación, implementación, seguimiento y control. En adelante se denominará Plan. Senda de Reducción de Pérdidas. Trayectoria del índice de pérdidas totales de energía que un Operador de Red 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 a los Niveles de Tensión 3, 2 y 1 dedicados a la prestación del servicio en un Mercado de Comercialización. Sistema de Transmisión Nacional, STN. Es el sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, equipos de compensación y subestaciones que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV, los transformadores con este nivel de tensión en el lado de baja y los correspondientes módulos de conexión. Sistema de Transmisión Regional, STR. Sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por los Activos de Conexión del OR al STN y el conjunto de líneas, equipos y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan en el Nivel de Tensión 4. Los STR pueden estar conformados por los activos de uno o más Operadores de Red. Usuario. Persona natural o jurídica que se beneficia con la prestación de un servicio público domiciliario, 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 también 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. Ir al inicio ARTÍCULO 3o. CRITERIOS GENERALES. La metodología para la aprobación de los planes de reducción de pérdidas no técnicas tiene en cuenta los siguientes criterios: a) Se remunerarán los costos eficientes del Plan, excluyendo la infraestructura utilizada en la prestación del servicio que es remunerada a través de los cargos por uso del STR o SDL vigentes o la que se encuentre en servicio a la fecha de aprobación del Plan. También se excluyen de esta remuneración las inversiones requeridas para garantizar la confiabilidad, mejorar la calidad del servicio y aquellas destinadas a reducir las pérdidas técnicas e igualmente aquellos costos y gastos asociados con la recuperación de pérdidas que ya se encuentren remunerados. b) Los costos eficientes del Plan están constituidos por las inversiones y por los costos y gastos aprobados al OR. c) Las inversiones que correspondan a activos de uso de un OR y sean remuneradas en el Plan, se incluirán en la variable CAPj hasta que sean incluidos en los cargos que se aprueben con base en la metodología de distribución que reemplace la establecida en la Resolución CREG 097 de 2008 o finalice la vigencia del cobro de la variable CAPj. d) La remuneración de los planes de reducción de pérdidas será aplicable únicamente en los mercados de comercialización que presenten pérdidas de energía eléctrica en el Nivel de Tensión 1 superiores a las pérdidas

reconocidas a la fecha de entrada en vigencia de esta resolución y tendrá una duración de cinco años. e) 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, según lo establecido en esta resolución. Ir al inicio ARTÍCULO 4o. 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, Pj,1,0, calculadas según lo establecido en el numeral 4.1.2 del anexo 4 de la presente resolución, superiores a las pérdidas reconocidas a la fecha de entrada en vigencia de esta resolución, debe someter para aprobación de la CREG el Plan que debe contener, como mínimo, lo establecido en el anexo 1.

Ir al inicio ARTÍCULO 5o. ESTUDIO PARA APROBACIÓN DEL ÍNDICE DE PÉRDIDAS DE NIVEL DE TENSIÓN 1.

El OR que atienda un mercado de comercialización que presente pérdidas de energía en el Nivel de Tensión 1, Pj,1,0, inferiores o iguales a las pérdidas reconocidas a la fecha de entrada en vigencia de esta resolución, no debe presentar un Plan. En este caso, el OR debe someter para aprobación de la CREG el Índice de Pérdidas del Nivel de Tensión 1, Pj,1,0, calculado según lo señalado en el numeral 4.1.2 del anexo 4 de la presente resolución. El estudio debe

contener toda la información utilizada en el cálculo de las variables IPTj,0 y Pj,1,0 definidas en el anexo 4. En los mercados de comercialización en los que se cumpla esta condición, la variable CPROGj,m definida en el anexo 3 será igual a cero y el OR no recibirá ingresos por este concepto. Ir al inicio ARTÍCULO 6o. PLAZO PARA LA PRESENTACIÓN DE LOS ESTUDIOS PARA APROBACIÓN DEL ÍNDICE DE PÉRDIDAS DE NIVEL DE TENSIÓN 1. Dentro de los treinta (30) días calendario posteriores a la fecha de publicación de la presente resolución en el Diario Oficial, los OR, con pérdidas de nivel de tensión 1 inferiores o iguales a las vigentes reconocidas, deben presentar a la CREG su Estudio para aprobación del Índice de Pérdidas de Nivel de Tensión 1. PARÁGRAFO. En caso de que un OR con pérdidas inferiores o iguales a las reconocidas no presente el Estudio para aprobación del Índice de Pérdidas de Nivel de Tensión 1 en el plazo determinado, la variable Pj,1,0 será determinada por la Comisión con la mejor información oficial disponible. Ir al inicio ARTÍCULO 7o. PLAZO PARA LA PRESENTACIÓN DE LOS PLANES DE REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS NO TÉCNICAS. <Numeral modificado por el artículo 6 de la Resolución 31 de 2012. El nuevo texto es el siguiente:> Los OR con pérdidas de nivel de tensión 1 superiores a las vigentes reconocidas, deben presentar a la CREG su Plan a más tardar el 27 de abril de 2012.

PARÁGRAFO. En caso de que el OR no presente un Plan en el plazo determinado, la variable CPROG será j,m igual a cero y la variable P se determinará según lo establecido en el numeral 5.2.2 del anexo 5 de la presente j,1 resolución. Notas de Vigencia Legislación Anterior Ir al inicio ARTÍCULO 8o. EVALUACIÓN DEL PLAN PRESENTADO POR UN OR. <Artículo modificado por el artículo 1 de la Resolución 178 de 2013. El nuevo texto es el siguiente:> Una vez entre en vigencia la metodología de remuneración de la actividad distribución que remplace la establecida en la Resolución CREG 097 de 2008, la Comisión de Regulación de Energía y Gas expedirá en resolución aparte los plazos y parámetros para la presentación y evaluación de los planes de reducción de pérdidas que deben presentar los Operadores de Red. Notas de Vigencia Doctrina Concordante Legislación Anterior Ir al inicio ARTÍCULO 9o. INICIO DEL PLAN. <Artículo modificado por el artículo 2 de la Resolución 178 de 2013. El nuevo texto es el siguiente:> Los planes de reducción de pérdidas ordenados por los literales c), d) y e) del artículo 3o del Decreto número 387 de 2007 entrarán en aplicación una vez entren en vigencia los cargos de distribución aprobados mediante la metodología de remuneración de la actividad, distribución que remplace la establecida en la resolución CREG 097 de 2008, de acuerdo con lo previsto en el Decreto número 1937 de 2013. Los requisitos técnicos para la implementación de los planes de reducción de pérdidas no técnicas por parte de

cada OR serán establecidos por la Comisión de Regulación de Energía en Gas en resolución posterior. Notas de Vigencia Doctrina Concordante Legislación Anterior Ir al inicio ARTÍCULO 10. SEGUIMIENTO DEL PLAN. <Artículo modificado por el artículo 3 de la Resolución 178 de

2013. El nuevo texto es el siguiente:> La Comisión de Regulación de Energía en Gas expedirá en resolución aparte el procedimiento de evaluación de cumplimiento de las metas del plan de pérdidas no técnicas.

Notas de Vigencia Legislación Anterior Ir al inicio ARTÍCULO 11. 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 de acuerdo con lo establecido en el anexo 7. c) Cuando se encuentren fronteras comerciales entre agentes de responsabilidad del Comercializador integrado con el ORj cuya información de las características de la misma (nivel de tensión, precisión, tipo de frontera) difiera de la registrada en el SIC. Cuando se presente esta situación el OR deberá corregir la información en los plazos establecidos en la Resolución CREG 006 de 2003 o aquella que la modifique o sustituya. Si al finalizar este periodo no es

corregida la situación, se entenderá como incumplimiento en la ejecución del Plan y se procederá a la devolución de los ingresos según lo establecido en el artículo 15 y el artículo 16 de la presente resolución según corresponda y se dará por finalizado el mismo. 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 4.3.6 del anexo 4 de la presente resolución. Ir al inicio ARTÍCULO 12. 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, según lo establecido en el anexo 7. d) En caso de que el OR reporte, como parte de la ejecución del Plan, redes existentes a la fecha de solicitud del Plan, según lo establecido en el anexo 7. e) Cuando un OR decida finalizar el Plan, según lo establecido en el artículo 13 de la presente resolución. f) No constituir el encargo fiduciario en los términos y plazos señalados en el artículo 14 de la presente resolución. g) 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. Ir al inicio ARTÍCULO 13. 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 anexo 8o. 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 anexo 8o. Cuando el OR solicite la cancelación de la ejecución del Plan se suspenderá inmediatamente el cobro del CPROGj,m y las pérdidas reconocidas en el nivel de tensión 1, Pj,1, serán iguales a las aplicables a partir de la finalización del Plan, según lo establecido en el numeral 5.2 del anexo 5 de la presente resolución.

Ir al inicio ARTÍCULO 14. CONSTITUCIÓN DE UN ENCARGO FIDUCIARIO POR SUSPENSIÓN DEL PLAN.

Cuando el OR incurra en alguna de las causales de suspensión del Plan, según lo establecido en el artículo 11 de esta resolución, deberá constituir un encargo fiduciario para que allí sean depositados los recursos recaudados

por los Comercializadores por concepto del CPROGj,m durante el periodo de suspensión de la remuneración del Plan al OR. El OR tendrá un plazo de un (1) mes, a partir de la fecha en la cual el OR se encuentre incurso en una de las causales de suspensión, para constituir el encargo fiduciario y no deberá utilizar los recursos depositados en este mientras se encuentre suspendida la remuneración del Plan al OR. Lo ordenado en esta resolución debe hacer parte del contrato del encargo fiduciario. En el reglamento de inversión se deberá especificar que las inversiones que se pueden hacer con los recursos del encargo fiduciario deben ser de bajo riesgo. El OR será el fideicomitente y el encargo fiduciario deberá constituirse con una entidad fiduciaria que acredite una calificación correspondiente a grado de inversión, ex