CREG - Resolución 111 de 2006

Republica de Colombia Ministerio de Minas y Energia COMISION DE REGULACION DE ENERGIA Y GAS RESOLUCIÓN No. !11 DE 2006 ( 19 DIC. 2006 ) Por la cual se pone en conocimiento de las entidades prestadoras del servicio público domiciliario de energía eléctrica, los usuarios y demás interesados, las bases sobre las cuales la Comisión efectuará el estudio para determinar los principios generales, la metodología y fórmulas del periodo siguiente, para el establecimiento de los Cargos por Uso que remunerarán la actividad de distribución de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional. LA COMISION DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS en uso de sus facultades legales, en especial, las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los Decretos 1524 y 2253 de 1994, y CONSIDERANDO: Que el Artículo 127 de la Ley 142 de 1994, dispone que antes de doce meses de la fecha prevista para que termine la vigencia de las fórmulas tarifarias, la Comisión deberá poner en conocimiento de las Empresas de Servicios Públicos las bases sobre las cuales efectuará el estudio para determinar las fórmulas del periodo siguiente; Que el Artículo 91 de la Ley 142 de 1994, determina que para establecer las fórmulas tarifarias se calculará por separado, cuando sea posible, una fórmula para cada una de las diversas etapas del servicio; Que el Artículo 87 de la Ley 142 de 1994, establece que el régimen tarifario estará orientado por los criterios de eficiencia económica, neutralidad, solidaridad, redistribución, suficiencia financiera, simplicidad y transparencia;

Que el Artículo 87 de la Ley 142 de 1994, establece que el régimen tarifario estará orientado por los criterios de eficiencia económica, neutralidad, solidaridad, redistribución, suficiencia financiera, simplicidad y transparencia; Que el Decreto 2696 de 2004, artículo 11, dispuso que antes de doce (12) meses de la fecha prevista para que termine la vigencia de las fórmulas tarifarias, cada Comisión deberá poner en conocimiento de las entidades prestadoras y de los usuarios, las bases sobre las cuales efectuará el estudio para determinar las fórmulas del periodo siguiente, que deben cubrir como minimo los siguientes puntos: i) Aspectos generales del tipo de regulación a aplicar; ii) Aspectos básicos del criterio de eficiencia; iii) Criterios para temas relacionados con costos y gastos; iv) Criterios relacionados con calidad del DeRESOLUCIÓN No. 111 DE 19DIC. 2006 HOJA Noz/ 15 Por la cual se pone en conocimiento de las entidades prestadoras del servicio público domiciliario de energía eléctrica, los usuarios y demás interesados, las bases sobre las cuales la Comisión efectuará el estudio para determinar los principios generales, la metodología y fórmulas del periodo siguiente, para el establecimiento de los Cargos por Uso que remunerarán la actividad de distribución de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional. servicio; v) Criterios para remunerar el patrimonio de los accionistas; vi) Los demás criterios tarifarios contenidos en la ley; Que la Resolución CREG 082 de 2002, por la cual se aprobaron los principios generales y la metodología para el establecimiento de los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local actualmente vigentes,

Que la Resolución CREG 082 de 2002, por la cual se aprobaron los principios generales y la metodología para el establecimiento de los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local actualmente vigentes, en aplicación del Articulo 126 de la Ley 142 de 1994, dispuso que los cargos que apruebe la Comisión estarán vigentes hasta el 31 de diciembre del año 2007, y que “vencido el período de vigencia de los cargos por uso que apruebe la Comisión, estos continuarán rigiendo hasta que la Comisión apruebe los nuevos”; Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su Sesión No. 314 del 19 de diciembre de 2006, acordó expedir la presente Resolución; RESUELVE: ARTICULO 1°. Objeto. En cumplimiento de los articulos 127 de la ley 142 de 1994 y 11 del Decreto 2696 de 2004, mediante la presente resolución se pone en conocimiento de las entidades prestadoras del servicio público domiciliario de energia eléctrica, de los usuarios y demás interesados las bases, contenidas en el Anexo General, sobre las cuales se efectuará el estudio para determinar los principios generales, la metodología y fórmulas del periodo siguiente, para el establecimiento de los Cargos por Uso que remunerarán la actividad de distribución de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional. ARTÍCULO 2°. Inicio del trámite e impulso de la actuación. Con la presente resolución se da inicio al trámite previsto en los Artículos 127 de la Ley 142 de 1994 y 11 del Decreto 2696 de 2004, tendiente a aprobar los principios generales, la metodologia y fórmulas del período siguiente, para el

resolución se da inicio al trámite previsto en los Artículos 127 de la Ley 142 de 1994 y 11 del Decreto 2696 de 2004, tendiente a aprobar los principios generales, la metodologia 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. El Director Ejecutivo impulsará la respectiva actuación, conforme a lo establecido en los Decreto 1894 y 2461 de 1999. ARTÍCULO 3°. Vigencia. La presente resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial y no modifica ni deroga disposiciones vigentes, por tratarse de un acto de trámite. PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE == UASHCA OLANO CAMILO QUINTERO MONTAÑO ro de Minas y Energía Director Ejecutivo delegado del Ministro de Minas y AA Energía Presidente Dada en Bogotá, D.C., el día 19 bic. 2006RESOLUCIÓN No. 111 pe 19DIC. 2006 HOJA No3/15 Por la cual se pone en conocimiento de las entidades prestadoras del servicio público domiciliario de energía eléctrica, los usuarios y demás interesados, las bases sobre las cuales la Comisión efectuará el estudio para determinar los principios generales, la metodología y fórmulas del período siguiente, para el establecimiento de los Cargos por Uso que remuneraran la actividad de distribución de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional.

ANEXO GENERAL

BASES SOBRE LAS CUALES SE EFECTUARÁ EL ESTUDIO PARA

DETERMINAR LOS PRINCIPIOS GENERALES, LA METODOLOGÍA Y

la actividad de distribución de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional.

ANEXO GENERAL

BASES SOBRE LAS CUALES SE EFECTUARÁ EL ESTUDIO PARA

DETERMINAR LOS PRINCIPIOS GENERALES, LA METODOLOGÍA Y

FÓRMULAS DEL PERÍODO SIGUIENTE, PARA EL ESTABLECIMIENTO DE

LOS CARGOS POR USO QUE REMUNERARÁN LA ACTIVIDAD DE

DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL SISTEMA

INTERCONECTADO NACIONAL.

CONTENIDO 1 OBJETIVO......cocoooronncccnnccccacan nn nano ono rrccnnnnan one R RAR RRA SRL ASS O ENE nen nn nn na RR RUMANA LEAD ORO N rr en nenrannnnnanccnnnanacanes 4 2 ANTECEDENTES. ............sccnsessesseecsescccesenssansensansneseeecnssnesessseneeaeeeusasnpanesseaneeseessseeeseasseaannsnns 4 3 METODOLOGÍA ACTUAL .......csccscscssssssesssescsssssessssescsnscsssetenenseeycsestacacacseenseracsessantenseateess 6 3.1 SISTEMA DE TRANSMISIÓN REGIONAL (STR)...cccccccccccecccsccessesesesessrerrereeeeessseen 6 3.1.1 DBFINICIÓN 000... ecccsccccceeeccegescssstsseneceeeerscecscccscececcesaeseeesenaususssserseeecsecessececesatteaenaates 6 3.1.2 Metodología de Remuneración ...ooonocconiconononnnonennnnnncnnnnnncccarnarn nara rra rn nn nn tinas 7

3.2 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN LOCAL (SDL). c0oocionnnnconnnninionannonoccccnocanccn nr aranano rior 8 3.2.1 STA IN 8 3.2.2 Metodología de Remuneración ....cooooccccincocccoconocannnonnnanrrn cnn non rc nnn rra rara rro renos 8 3.3 EFICIENCIA LA... ccc ccccccsseceeesseeecesseesececssseesesenaseeeesesaueeccccssscssuasuuenseeeesserununesessseeeecsssias 10 4 PRINCIPIOS GENERALES CONCEPTUALES EN LA DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA — PROPUESTA.cooconccnoninnococionarenmeno nn rra 11 4.1 DEFINICIONES Y CRITERIOS GENERALES c.ocoooococccccocannnnoccnanonoroconnnnnnncnannnoncna nacos 11 4.2 SISTEMA DE TRANSMISIÓN REGIONAL .....c.ccccccscccececescectsessssnsscsussvsepeceseseeceeceveres 11 4,2.1 Metodología de Remuneración ...ooononcoccconoccccconacanononnanonenororonnnncnncnnnnc anna nr nerano neos 11 4.2.2 EfFiCienCiA........ooooocoocnconicnoncoss Sg eeecceeseeeeauuueeueuaeeuetccseeegececeeseusununsssannununeanenareeeesceucess 12 4.3 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN LOCAL ocoooccococococncoconacnnnnnonnoronanoncocococonenenraranararanonon 12

4.3.1 Metodología de Remuneración ...ooonnnnncccnnnonccnnnanonccccninanaar narran rear ran rca ninia 12 4.4 TEMAS COMUNES STR Y SDL... . cece cccceseesesenssnneeeeeeesecescnesessestassunenesessenscreess 14 4.4.1 Unidades CONSÍTUCÍVAS .....oooonncnccconorccncncanaccanana non ono rannr nro nnnannnennnnna nana a rar rn ran rca ncnnons 14 4.4.2 ES IAN 14 4.4.3 Reconocimiento de los gastos de Operación y Mantenimiento y Activos No EJÉCÍTICOS ee 14 4.4,4 PEIdidaS.........oooncccccooonononnononoonnnonncononnnorannrn nor rr neon nonnnnnnnnnnnnrania no nr r rra no rio nnnonananicinnn 14 4.4.5 Factor de Productividad ..........ooooooococonnononenenoononesnnnnnnncnnanca cnn n rn nono ra nro conan n nn nenncni 14 4.4.6 Remuneración de activos (le terceros... ..ooooocononconoccccccconcncnnn icon onon ene nonarnononnnnnnicccs 15 4.4.7 Condiciones para el cambio de nivel de tensión de 10S USUArÍOS.......mmommmnncninnn... 15 4.4.8 Información para el cálculo de lOS CArgos........o.ooocccnooonccnnonanonnnrcronncnccccnancraranan nooo 15

4.4.9 Otros temas a CONSIdera.oooococooocccccconaoanano nano nro nac onnnnrrcna nana n anar nn n nano r anno nnnnannnnncccóns 15 diRESOLUCIÓN No. 111. pe 19 DIC, 2006 HOJA No? / 15 Por la cual se pone en conocimiento de las entidades prestadoras del servicio público domiciliario de energía eléctrica, los usuarios y demás interesados, las bases sobre las cuales la Comisión efectuará el estudio para determinar los principios generales, la metodología y fórmulas del periodo siguiente, para el establecimiento de los Cargos por Uso que remunerarán la actividad de distribución de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional.

1 OBJETIVO.

De acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 082 de 2002, la actual remuneración de distribución de energía eléctrica tiene vigencia hasta el 31 de diciembre de 2007, Adicionalmente, el Artículo 13, Parágrafo 3, de la mencionada Resolución establece: “Antes de doce meses de la fecha prevista para que termine la vigencia de las fórmulas tarifarias de distribución, la Comisión pondrá en conocimiento de las empresas de servicios públicos las bases sobre las cuales efectuará el estudio para determinar las fórmulas del período siguiente”. Por ello, el objeto principal de este documento es poner en conocimiento de las entidades prestadoras del servicio público domiciliario de energía eléctrica, usuarios y demás interesados las bases sobre las cuales se adelantarán los estudios que permitan establecer con posterioridad los principios, la metodologia y fórmulas para determinar los cargos de distribución de energía eléctrica para el periodo 2008 - 2012,

usuarios y demás interesados las bases sobre las cuales se adelantarán los estudios que permitan establecer con posterioridad los principios, la metodologia y fórmulas para determinar los cargos de distribución de energía eléctrica para el periodo 2008 - 2012, Para el efecto, en este anexo se presentan las principales características de la metodología vigente, asi como las bases para el próximo periodo. En esta propuesta se consideran los comentarios de los agentes, usuarios y terceros interesados presentados durante el presente periodo tarifario, así como los recibidos en la reunión llevada a cabo el 12 de junio de 2006, para tratar el tema de bases conceptuales sobre la remuneración del servicio de distribución de energía eléctrica, y los generados al interior de la Comisión, en aspectos tales como: remuneración y tarifas, expansión y cobertura del sistema, propiedad de los activos, calidad del servicio, pérdidas del sistema y operación y mantenimiento, entre otros. 2 ANTECEDENTES. 2.1 Periodo 1994-1997 En 1994 la CREG definió la metodología de remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica mediante las resoluciones CREG 003 y CREG 004 de noviembre de 1994. Esta metodología se basó en un inventario de las redes de transmisión regionales a los Niveles de tensión IV y III, valorado con costos de reposición a nuevo, para cada una de las empresas distribuidoras. Para cada empresa se calculó el costo anual equivalente de sus activos con una tasa de descuento del 10% anual y vida útil de 25 años. Los costos anuales de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM) se estimaron como un 2% del costo total del

calculó el costo anual equivalente de sus activos con una tasa de descuento del 10% anual y vida útil de 25 años. Los costos anuales de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM) se estimaron como un 2% del costo total del activo y para considerar los efectos de la salinidad se adicionó un 1.5% para las lineas que atraviesan por estas zonas.

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Por la cual se pone en conocimiento de las entidades prestadoras del servicio público domiciliario de energía eléctrica, los usuarios y demás interesados, las bases sobre las cuales la Comisión efectuará el estudio para determinar los principios generales, la metodologia y fórmulas del periodo siguiente, para el establecimiento de los Cargos por Uso que remunerarán la actividad de distribución de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional, Los costos de distribución en el Nivel de Tensión II se determinaron como la suma de los costos medios estimados de transformación hasta el Nivel II y los costos marginales asociados a la distribución de energía eléctrica en el Nivel de tensión primaria, para cada una de las empresas distribuidoras de energia del país. Para el cálculo de los cargos se utilizó la demanda de energia de cada empresa correspondiente al año 1993. Se obtuvieron cargos estampilla por energia y por potencia para las etapas individuales de: conexión, Nivel IV, Nivel III y transformación hasta Nivel IT. A partir de éstos y considerando las pérdidas técnicas se obtuvieron los cargos acumulados para cada nivel de tensión. El criterio de eficiencia utilizado fue el de acotar los costos de cada empresa al

partir de éstos y considerando las pérdidas técnicas se obtuvieron los cargos acumulados para cada nivel de tensión. El criterio de eficiencia utilizado fue el de acotar los costos de cada empresa al 120% del costo promedio nacional por nivel de tensión. 2.2 Periodo 1998-2002 Para el siguiente periodo tarifario: 1998-2002, mediante la Resolución CREG 099 de 1997 se estableció la metodología de remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica. Esta metodología fue de costo medio histórico por unidad de energía transportada, con base en los inventarios de activos de las empresas clasificados en Unidades Constructivas predeterminadas, con la cual se aprobaron los respectivos cargos por uso. Para el Nivel de tensión 1 se estableció una metodología de estimación de la cantidad de equipos a costear, a partir de una muestra significativa reportada por las empresas. Para la aplicación de la metodología en los Niveles de Tensión IV, III y II se estableció que cada una de las empresas distribuidoras debía entregar un inventario de las redes de transmisión regional y distribución local. Para el nivel de tensión I, como se mencionó, el inventario se estimó a partir de una muestra representativa. Se definieron Unidades Constructivas y se valoraron con costos de reposición a nuevo. Para cada empresa se calculó el costo anual equivalente de estos activos, con una tasa de descuento del 9% anual y una vida útil entre 10 y 25 años dependiendo de los activos. Para los activos no eléctricos se reconoció un valor máximo equivalente a un 8% sobre el valor de los activos eléctricos asociados con cada nivel de tensión. Los costos de AOM se estimaron

10 y 25 años dependiendo de los activos. Para los activos no eléctricos se reconoció un valor máximo equivalente a un 8% sobre el valor de los activos eléctricos asociados con cada nivel de tensión. Los costos de AOM se estimaron como un porcentaje del costo total del activo: 2% para los niveles IV y III y 4% para los niveles II y I y para considerar los efectos de la salinidad se adicionó un 0.5%. Para los transportadores cuyo estudio de costos presentara cargos por uso superiores al 120% del cargo promedio nacional en cada nivel de tensión, la Comisión adoptó una estructura de costos que consideraba el promedio nacional, ponderado por energía, de cada nivel de tensión, con un límite AA máximo para esas empresas del 120% de dicho promedio.RESOLUGION No. 111 pe 12DIC. 2006 HOJA Noe/ 15 Por la cual se pone en conocimiento de las entidades prestadoras del servicio público domiciliario de energia eléctrica, los usuarios y demas interesados, las bases sobre las cuales la Comisión efectuará el estudio para determinar los principios generales, la metodologia 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. Los cargos monomios acumulados en cada nivel de tensión se calcularon dividiendo el costo acumulado del nivel entre la energía útil de cada nivel. La energia útil se calculó como la energía disponible menos las pérdidas reconocidas, de acuerdo con el modelamiento de la red. 2.3 Periodo 2003-2007 Finalmente, con la Resolución CREG 082 de 2002 se aprobó la metodologia

energia útil se calculó como la energía disponible menos las pérdidas reconocidas, de acuerdo con el modelamiento de la red. 2.3 Periodo 2003-2007 Finalmente, con la Resolución CREG 082 de 2002 se aprobó la metodologia vigente “para el establecimiento de los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local” 3 METODOLOGÍA ACTUAL A continuación se presentan los principales aspectos de la metodología actual para la remuneración de los Sistemas de Transmisión Regional (STR) y de los Sistemas de Distribución Local (SDL). 3.1 SISTEMA DE TRANSMISIÓN REGIONAL (STR) 3.1.1 Definición Es el sistema de transporte de energia eléctrica compuesto por los activos de conexión al Sistema de Transmisión Nacional (STN) y el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan en el Nivel de Tensión 4 y que están conectados eléctricamente entre sí a este Nivel de Tensión, o que han sido definidos como tales por la Comisión. Un STR puede pertenecer a uno o más Operadores de Red (OR). Los activos de conexión son los bienes que se requieren para que un generador, Operador de Red, usuario final, o varios de los anteriores, se conecten fisicamente al Sistema de Transmisión Nacional. Cuando los Activos de Conexión se utilizan para conectar un OR al STN, los mismos son considerados en el cálculo de los cargos por uso de STR o SDL, en proporción a su utilización, frente a otros usuarios de los activos de conexión diferentes del OR. Los Activos de Conexión al STN se remuneran a través de cargos por conexión pactados libremente en contratos celebrados entre el propietario y los usuarios respectivos del activo de conexión.

utilización, frente a otros usuarios de los activos de conexión diferentes del OR. Los Activos de Conexión al STN se remuneran a través de cargos por conexión pactados libremente en contratos celebrados entre el propietario y los usuarios respectivos del activo de conexión. Para efectos de los cargos por uso de los STR, se entiende que un usuario está conectado directamente al STN cuando el equipo que está instalado entre su punto de conexión y el STN corresponde a activos de transformación con tensión primaria del STN y sus módulos asociados. En los demás casos se entiende que el usuario está conectado a un STR o SDL.

AC —RESOLUCIÓN No. 11 1 DE_ 19 DIC. 2006 HOJA No / 15

Por la cual se pone en conocimiento de las entidades prestadoras del servicio público domiciliario de energía eléctrica, los usuarios y demás interesados, las bases sobre las cuales la Comisión efectuará el estudio para determinar los principios generales, la metodologia y fórmulas del periodo siguiente, para el establecimiento de los Cargos por Uso que remunerarán la actividad de distribución de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional. 3.1.2 Metodología de Remuneración La metodología utilizada es de ingreso máximo, según la cual se determina un ingreso anual para cada operador en un año determinado, como la suma del Costo Anual Equivalente de los activos eléctricos y no eléctricos y los gastos anuales de AOM. Los costos y gastos están referidos al momento de aprobación de la respectiva resolución, actualizados al mes de diciembre del año anterior al del cálculo, y se indexan con el índice de precios al productor nacional. Este Ingreso Anual se afecta con un factor de productividad.

de la respectiva resolución, actualizados al mes de diciembre del año anterior al del cálculo, y se indexan con el índice de precios al productor nacional. Este Ingreso Anual se afecta con un factor de productividad.

Se definieron dos STR: Norte y Centro — Sur. Para cada uno de ellos se estima el Ingreso Total Anual como la suma de los Ingresos Anuales de los Operadores de Red que lo conforman.

Se calcula un costo anual de la inversión a partir de los activos eléctricos y no eléctricos, con las siguientes características: = Los activos eléctricos, incluidos los de conexión al STN, se asimilan a Unidades Constructivas, las cuales se valoran con costos de reposición a nuevo y con una vida útil de 25 años, con excepción de los Centros de Supervisión y Control para activos de conexión al STN, Centros de Control y Calidad y el Sistema de Control de la subestación. "= El Costo anual equivalente de los activos eléctricos asociados con la conexión al STN se obtiene como la sumatoria del costo de los activos reportados por los OR en los inventarios, valorados con los costos de las Unidades Constructivas, aplicando una tasa de descuento del 14.06%, calculada con la metodología establecida en la Resolución CREG-013 de

2002. En el caso de unidades constructivas de subestaciones se considera un costo anual equivalente de terrenos. » El Costo Anual Equivalente de los activos eléctricos diferentes a lineas radiales se obtiene como el mínimo valor entre: Un Cargo Máximo Eficiente multiplicado por la energía útil de este nivel de tensión para el OR respectivo, y la sumatoria del costo de los activos reportados por los OR en los inventarios valorados con costos de Unidades Constructivas aplicando

multiplicado por la energía útil de este nivel de tensión para el OR respectivo, y la sumatoria del costo de los activos reportados por los OR en los inventarios valorados con costos de Unidades Constructivas aplicando una tasa de descuento del 14.06%, calculada con la metodologia establecida en la Resolución CREG-013 de 2002. En el caso de Unidades Constructivas de subestaciones se considera un costo anual equivalente de terrenos. = El Costo Anual Equivalente de las líneas radiales se obtiene como la sumatoria del costo de estos activos reportados por los OR en los inventarios y valorados con costos de Unidades Constructivas aplicando una tasa de descuento del 14.06% calculada con la metodología establecida en la Resolución CREG-013 de 2002, ajustado por criterios de eficiencia. "= El costo anual equivalente de los activos no eléctricos corresponde al 4,1% del Costo Anual Equivalente de los activos eléctricos. = >RESOLUCION No. 111 pe 18 Ole. 2008 HOJA Noo/ 15 Ne Por la cual se pone en conocimiento de las entidades prestadoras del servicio público domiciliario de energía eléctrica, los usuarios y demás interesados, las bases sobre las cuales la Comisión efectuará el estudio para determinar los principios generales, la metodología y fórmulas del periodo siguiente, para el establecimiento de los Cargos por Uso que remunerarán la actividad de distribución de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional. Los gastos anuales de AOM se reconocen a través de un porcentaje del Costo de Reposición de los activos: 2% para activos que se encuentran en zonas no contaminadas y 2,5% para activos que se encuentran en zonas con contaminacion salina.

Reposición de los activos: 2% para activos que se encuentran en zonas no contaminadas y 2,5% para activos que se encuentran en zonas con contaminacion salina.

El cargo anual de cada STR, en el año k, es calculado como la relación entre el Ingreso Total Anual del STR requerido para remunerar el uso de los activos de Nivel de Tensión 4 y las conexiones al STN, y la sumatoria de la Demanda Total de los comercializadores que atienden usuarios conectados a los sistemas de los OR pertenecientes a dicho STR, en el año k-1. Los cargos del STR se pueden actualizar durante el periodo tarifario cuando entran en operación nuevos activos de uso de Nivel de Tensión 4 o de conexión al STN. Los nuevos cargos se aplican a partir del 1 de enero del año siguiente. La actualización, liquidación y recaudo de la remuneración de los STR está a cargo del Liquidador y Administrador de Cuentas, LAC, quien tiene entre otras, las siguientes tareas: « Calcular los cargos anuales del Nivel de Tensión 4 para cada STR. « Liquidar y facturar a los comercializadores que atienden usuarios finales el consumo del mes m del año k, con base en los cargos anuales de nivel de tensión 4, los cuales se actualizan con el IPP del mes de diciembre del año k1 y el IPP del mes m del año k. = Distribuir los valores recaudados entre los Operadores de Red que conforman el STR, en proporción a su participación en el ingreso total del STR. En cuanto a la remuneración de los activos de uso que no son, parcial o totalmente, propiedad del Operador de Red se aplica lo establecido en el capitulo 9 del Anexo General de la Resolución CREG 070 de 1998 (Reglamento

STR. En cuanto a la remuneración de los activos de uso que no son, parcial o totalmente, propiedad del Operador de Red se aplica lo establecido en el capitulo 9 del Anexo General de la Resolución CREG 070 de 1998 (Reglamento de distribución) 3.2 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN LOCAL (SDL). 3.2.1 Definición Sistema de transporte de energia 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 uno o varios mercados de comercialización. 3.2.2 Metodología de Remuneración La metodología es de precio máximo, según la cual se aprueban, para cada Operador de Red, los cargos máximos por unidad de energia transportada en los Niveles de Tensión 3, 2 y 1 de su sistema.RESOLUCION No. 111 pe 19 ic. 2006 HOJANo?/ 15 Por la cual se pone en conocimiento de las entidades prestadoras del servicio público domiciliario de energia eléctrica, los usuarios y demás interesados, las bases sobre las cuales la Comisión efectuará el estudio para determinar los principios generales, la metodologia y fórmulas del periodo siguiente, para el establecimiento de los Cargos por Uso que remunerarán la actividad de distribución de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional. Niveles 3 y 2 El cargo máximo para cada nivel de tensión se determina para cada Operador de Red como la suma del Costo Anual Equivalente de activos eléctricos y no eléctricos y de los gastos anuales de AOM, dividido entre la energía disponible en cada nivel de tensión.

de Red como la suma del Costo Anual Equivalente de activos eléctricos y no eléctricos y de los gastos anuales de AOM, dividido entre la energía disponible en cada nivel de tensión. El costo anual de la inversión para los niveles de tensión 3 y 2 corresponde a los activos eléctricos y no eléctricos, con las siguientes características: = Los activos eléctricos se asimilan a Unidades Constructivas, las cuales se valoran con costos de reposición a nuevo y con una vida útil de 25 años, con excepción de los equipos de medida. " El Costo Anual Equivalente de los activos eléctricos se obtiene como el minimo valor entre: Un Cargo Máximo Eficiente multiplicado por la energia útil del nivel de tensión correspondiente, y la sumatoria del costo de los activos reportados por los OR en los inventarios valorados con costos de Unidades Constructivas aplicando una tasa de descuento del 16.06%, calculada con la metodologia establecida en la Resolución CREG-013 de

2002. En el caso de Unidades Constructivas de subestaciones se considera un costo anual equivalente de terrenos. "= El costo anual equivalente de los activos no eléctricos corresponde al 4,1% del Costo Anual Equivalente de los activos eléctricos.

Los gastos de AOM anuales se reconocen como un porcentaje del Costo de Reposición de los activos: 2% y 4% para activos de Nivel de Tensión 3 y 2, respectivamente, y 2,5% y 4,5% cuando los activos se encuentran en zonas con contaminación salina, respectivamente. Se reconocen unos niveles de pérdidas anuales que se aplican para calcular los cargos máximos por nivel de tensión para cada Operador de Red y para cada

contaminación salina, respectivamente. Se reconocen unos niveles de pérdidas anuales que se aplican para calcular los cargos máximos por nivel de tensión para cada Operador de Red y para cada uno de los años del periodo tarifario, El cargo del Nivel de Tensión 2 incluye una proporción del costo de los activos de Nivel de Tensión 3 en función de la energía que fluye entre estos dos niveles. Los cargos máximos son actualizados mensualmente por el Operador de Red, con el IPP del mes inmediatamente anterior, y se afectan con un factor de productividad, y con dichos cargos calculan los cargos por uso. Estos cargos los liquida y factura el Operador de Red