CREG - Resolución 172 de 2011

Republica de Colombia Ministerio de Minas y Energia

COMISION DE REGULACION DE ENERGIA Y GAS

RESOLUCIÓN No. 172 DE 2011

Co A pic. 201 ) 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. 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 minimos 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

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

in deRESOLUCIÓN No. 2-1 7 2 pe _ 7 1 DIC. 201 HOJA No. 2/54

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. 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 éstas 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

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 6” 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 periodo 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, asi como el procedimiento para hacer efectivo su pago;

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, asi 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 poenci característicos de empresas eficientes comparables”; AN

ARESOLUCIÓN No. _| 72 pe”! Mle. 200 HOJA No. 3/54

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. 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

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 CPROG; 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 articulo 3 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 Cornercialización; Que la Comisión de Regulación de Energia 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,

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, E-2010-000891, 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 1 2010; A =— A

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Por la cual se establece la metodología para la implementación de los Planes de

1 2010; A =— A

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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. 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-2011-003076, 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-2011-003115,

E-2011-003116, E-2011-003121, E-2011-003124, E-2011-003126,

E-2011-003111, E-2011-003113, E-2011-003114, E-2011-003115,

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 Diaz Barrero, Ivan 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 UTPCREG 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;

convenio específico No. 1 del contrato Interadministrativo 2010-0137 UTPCREG 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-2011-005647 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 5.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 7 de la Ley 1340 de 2009, a través del oficio S-2011-001653, se remitieron los proyectos de resolución contenidos en la Resolución CREG 184 de 2010 con el Documento CREG -138-10 y el cuestionario “Evaluación de la incidencia sobre la libre competencia de los actos administrativos expedidos con fines regulatorios” a la el \ \

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Por la cual se establece la metodologia para la implementación de los Planes de reducción de pérdidas no técnicas en los Sistemas de Distribución Local. 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 1 de

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 1 de diciembre de 2011, acordó expedir la presente resolución; RESUELVE: Artículo 1. 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. Artículo 2. 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, DistribuidorComercializador o Comercializador que desarrolla la Actividad de

Comercialización Minorista. CAP;: Costo Anual del Plan del mercado de comercialización j, aprobado al OR que atiende dicho mercado. CPROG;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

que atiende dicho mercado. CPROG;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

con¢ctados al STN del área de influencia del respectivo OR.RESOLUCION No. 2 172 DE - 1 DIC, 201 HOJA No. 6/54 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. Modelo de Estimación del Costo Eficiente: Herramienta computacional desarrollada para calcular la variable CPCE; 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

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 Energia: 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 Energia: 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 energia 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.

Periodo de evaluación (s): Cada uno de los dos semestres de un año. El primer periodo incluirá los meses previos al primer semestre completo de _ ejecución del plan de reducción de pérdidas no técnicas o de vigencia del indice 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

_ ejecución del plan de reducción de pérdidas no técnicas o de vigencia del indice 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 indice 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 indice de pérdidas totales de energía que un Operador de Red deberá seguir en un periodo 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 asdciados, que operan a los Niveles de Tensión 3, 2 y 1 dedicados a la pr stación del servicio en un Mercado de Comercialización.9472 DICO RESOLUCION No. HOJA No. 7/54 Por la cual se establece la metodologia para la implementacién de los Planes de reducción de pérdidas no técnicas en los Sistemas de Distribución Local. 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

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 éste 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. Artículo 3. Criterios generales. La metodologia 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

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. ) Los costos eficientes del Plan están constituidos por las inversiones y por los costos y gastos aprobados al OR. qe UkRESOLUCIÓN No. 2 172 pe _ 71 Hie 20m HOJA No. 8/54 Por la cual se establece la metodologia para la implementación de los Planes de reducción de pérdidas no técnicas en los Sistemas de Distribución Local. c) Las inversiones que correspondan a activos de uso de un OR y sean remuneradas en el Plan, se incluirán en la variable CAP; hasta que sean incluidos en los cargos que se aprueben con base en la metodologia de distribución que reemplace la establecida en la Resolución CREG 097 de 2008 o finalice la vigencia del cobro de la variable CAP). 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.

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. Artículo 4. 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, P;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. Artículo 5. 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, P;10, 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, P;1o, calculado según lo señalado en el

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, P;1o, 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 IPTjo y Pj1,0 definidas en el ANEXO 4. En los mercados de comercialización en los que se cumpla esta condición, la variable CPROG;m definida en el ANEXO 3 será igual a cero y el OR no recibirá ingresos por este concepto. Artículo 6. 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 econocidas no presente el Estudio para aprobación del Indice de Pérdidas deRESOLUCIÓN No. _: 172 pE__~ 1 Dic. 201 HOJA No. 9/54 Por la cual se establece la metodologia para la implementación de los Planes de reducción de pérdidas no técnicas en los Sistemas de Distribución Local. Nivel de Tensión 1 en el plazo determinado, la variable Pj1,0 será determinada por la Comisión con la mejor información oficial disponible.

reducción de pérdidas no técnicas en los Sistemas de Distribución Local. Nivel de Tensión 1 en el plazo determinado, la variable Pj1,0 será determinada por la Comisión con la mejor información oficial disponible. Artículo 7. Plazo para la presentación de los Planes de Reducción de Pérdidas no Técnicas. Dentro de los noventa (90) 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 superiores a las vigentes reconocidas, deben presentar a la CREG su Plan. Parágrafo. En caso de que el OR no presente un Plan en el plazo determinado, la variable CPROG,m será igual a cero y la variable Pj se determinará según lo establecido en el numeral 5.2.2 del ANEXO 5 de la presente resolución. Artículo 8. Evaluación del Plan presentado por un OR. Como resultado del proceso de evaluación, análisis de la información y la aplicación de costos eficientes, la CREG aprobará el costo del Plan a cada OR y las metas de reducción de pérdidas presentadas por el mismo agente. Se verificará que el costo total del Plan presentado por el OR no supere el costo total de referencia, calculado con el Modelo de Estimación del Costo Eficiente a partir de la meta final de pérdidas de energía solicitada por el OR. El costo total del Plan a aprobar será el menor entre el costo total presentado por el OR y el costo total de referencia. La CREG podrá aprobar un valor inferior al solicitado por el OR para la ejecución de su Plan sin perjuicio de lo cual el OR que acepte la ejecución del mismo deberá cumplir con las metas de reducción de pérdidas para cada período de evaluación.

La CREG podrá aprobar un valor inferior al solicitado por el OR para la ejecución de su Plan sin perjuicio de lo cual el OR que acepte la ejecución del mismo deberá cumplir con las metas de reducción de pérdidas para cada período de evaluación. Artículo 9. Inicio del Plan. Para dar inicio a la ejecución del Plan de Reducción de Pérdidas no Técnicas el OR deberá cumplir con los siguientes requisitos: a) Tener en firme la resolución particular de aprobación del Plan de Reducción de Pérdidas no Técnicas. b) Publicar un resumen del Plan aprobado en un diario de amplia circulación en su área de influencia dentro de los quince (15) días hábiles siguientes a la fecha en la que quede en firme la resolución particular. c) Enviar comunicación a la CREG en la que se ratifique su interés en dar inicio a la ejecución del Plan y se envíe copia de la publicación del resumen del Plan realizada, lo anterior dentro de los quince (15) días hábiles siguientes a la fecha en la que quede en firme la resolución particular. En el mismo plazo, el OR deberá informar a la SSPD, el LAC y a los comercializadores presentes en su mercado el inicio de la ejecución del Plan "A para su sistema.

| o i auRESOLUCIÓN No. 4 17 2 pe 7 1DIC. 2011 HOJA No. 10/54

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. Una vez cumplidos los requisitos para dar inicio a la ejecución del Plan, el LAC determinará el cargo CPROG¡m según lo establecido en el numeral 3.1 del ANEXO 3 de la presente resolución.

Una vez cumplidos los requisitos para dar inicio a la ejecución del Plan, el LAC determinará el cargo CPROG¡m según lo establecido en el numeral 3.1 del ANEXO 3 de la presente resolución. La fecha de inicio del Plan es el primer día del mes siguiente al de la publicación del CPROG;m por parte del LAC en su página web. Los