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Timestamp: 2020-05-27 22:24:27
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Matched Legal Cases: ['Artículo 8', 'Artículo 1', 'Artículo 3', 'Artículo 4', 'Artículo 5', 'Artículo 6', 'Artículo 7', 'Artículo 8', 'Artículo 9', 'Artículo 10', 'Artículo 3', 'Artículo 11', 'Artículo 13', 'Artículo 126', 'artículo 124', 'Artículo 13', 'artículo 108', 'Artículo 15', 'Artículo 17', 'Artículo 18', 'Artículo 19', 'Artículo 5']

( 29 OCT. 2002 )
Por la cual se someten a consideración de los agentes, usuarios y terceros interesados, los principios generales y la metodología para el establecimiento de cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local.
Sobre el Mismo Tema Ver: Resolución CREG 099-97
Resolución CREG 080-00
Resolución CREG 019-01
Resolución CREG 013-02
Que el Artículo 8 de la Resolución CREG – 099 de 1997 establece que los cargos que apruebe la Comisión por uso de los Sistema de Transmisión Regional y/o Distribución Local tendrán una vigencia de cinco (5) años, contados a partir del primero de enero de 1998.
Que la Comisión, mediante Resolución CREG 013 de 2002 estableció la metodología de cálculo y ajuste para la determinación de las tasas de descuento que se utilizarán en las fórmulas tarifarias de la actividad de distribución de energía eléctrica para el próximo período tarifario. En esta Resolución se aprobó una tasa de descuento en términos reales antes de impuestos, igual al 16.06%, para un escenario de regulación de precio máximo, según la cual el OR asume el riesgo de demanda durante todo el período tarifario;
Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión No. 202 del 29 de octubre de 2002, aprobó someter a consulta de los agentes, usuarios y terceros interesados, los principios generales y la metodología para el establecimiento de cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local, contenidos en la presente Resolución;
Artículo 1º.	Definiciones. Para la interpretación y aplicación de esta Resolución, se tendrán en cuenta, además de las definiciones establecidas en la Ley 142 de 1994 y en las resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes:
Activos de Conexión al STN, a un STR o a un SDL. Son los bienes que se requieren para que un generador, transportador, usuario final, o varios de los anteriores, se conecte físicamente al Sistema de Transmisión Nacional, a un Sistema de Transmisión Regional o a un Sistema de Distribución Local, y que no son remunerados a través de cargos por uso. Siempre que estos bienes sean usados exclusivamente por el usuario, o por un grupo de ellos, no harán parte del Sistema del Transmisión Nacional o del Sistema de Transmisión Regional o del Sistema de Distribución Local, al cual se conectan, ni se remunerarán mediante Cargos por Uso de dichos sistemas. En cualquier caso, siempre se considerarán como Activos de Conexión los siguientes:
·	Activos que sean usados exclusivamente por un único usuario final.
·	Activos que sean usados exclusivamente por un generador o un grupo de ellos.
·	Activos que sean usados exclusivamente por un OR o un grupo de ellos.
Activos del Nivel de Tensión 1. Son los activos de uso conformados por los transformadores de distribución con sus protecciones y equipos de maniobra, al igual que redes de transporte que operan a tensiones menores de 1 kV.
Activos de Uso de STR y SDL. Son aquellos activos de transmisión de electricidad que operan a tensiones inferiores a 220 kV, se clasifican en Unidades Constructivas y son remunerados mediante Cargos por Uso de STR o SDL.
Autoproductor. Para efectos de la presente Resolución corresponden a los Autogeneradores y Cogeneradores, definidos según las Resoluciones CREG 084 de 1996 y la 107 de 1998, o en aquellas que las adicionen, modifiquen o sustituyan.
Cargos Máximos por Nivel de Tensión. Son los cargos, expresados en $/kWh, calculados para cada Nivel de Tensión que se cobran por uso de los Sistemas de Transmisión Regional o Distribución Local a los comercializadores o a los OR.
Cargos por uso. Son los cargos, expresados en $/KWh, acumulados para cada Nivel de Tensión, que los Activos de uso de STR y SDL y que los comercializadores facturan a los usuarios finales, y que se utilizan en el cálculo del Costo Unitario de Prestación del Servicio. Estos pueden ser cargos monomios o monomios horarios.
Circuitos Típicos de Distribución Secundaria. Unidades Constructivas típicas, utilizadas para clasificar los Activos del Nivel de Tensión 1
Demanda del comercializador. Para efectos de la presente Resolución, se entenderá que la Demanda del comercializador en un Sistema de Transmisión Regional es igual a la Demanda Comercial del mismo en dicho sistema, descontadas las pérdidas del STN.
Metodología de Precio Máximo (Price Cap). Metodología de remuneración según la cual la Comisión establece, para cada Operador de Red, los cargos máximos por unidad de energía transportada que puede cobrar a los usuarios de su sistema.
Nivel 4:	Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 62 kV.
Nivel 3:	Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 30 kV y menor de 62 kV.
Operador de Red de STR y SDL (OR). Persona encargada de la planeación de la expansión, de las inversiones, la operación y el mantenimiento de todo o parte de un STR o SDL. 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. La unidad mínima de un SDL para que un OR solicite Cargos de Uso corresponde a un Mercado de Comercialización.
Sistema de Transmisión Regional (STR). Sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por los activos de conexión al STN y el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan en el Nivel de Tensión 4 no hacen parte de STN 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.
Transformadores de Distribución Secundaria. Transformadores con voltaje secundario menor a 1 kV y que son utilizados para atender usuarios finales del Nivel de Tensión 1.
Usuarios de los STR o SDL. Suscriptores del servicio de energía eléctrica conectados a estos sistemas, y Operadores de Red cuyo sistema se conecta a otro STR o SDL.
a)	Los cargos máximos de los Sistemas de Transmisión Regional o de los Sistemas de Distribución Local se determinarán a partir de los inventarios de los OR, de acuerdo con las Unidades Constructivas que se presentan en el Anexo 3. Los OR podrán presentar Unidades Constructivas especiales no contempladas en el Anexo 3, para lo cual deberán suministrar la información correspondiente, de acuerdo con las Circulares expedidas para tal fin.
b)	Los cargos máximos de los Sistemas de Transmisión Regional se determinarán a partir de los activos de uso pertenecientes al Nivel de Tensión 4 y a las conexiones al STN de los OR. Los cargos máximos de los Sistemas de Distribución Local se determinarán a partir de los activos de uso pertenecientes a los niveles de tensión 3 y 2 y de las conexiones entre OR en dichos niveles. Los Cargos máximos del Nivel de Tensión 1 se determinarán a partir de los Circuitos Típicos de Distribución Secundaria, establecidos por la CREG.
c)	Los usuarios de los STR o SDL, pagarán un cargo único (monomio o monomio horario) por su uso, en función del Nivel de Tensión donde se encuentren conectados. Los usuarios que sean propietarios de los activos del Nivel de Tensión 1 pagarán cargos del Nivel de Tensión 3 o 2 dependiendo del Nivel de Tensión donde esté conectado su transformador de distribución.
Cuando el equipo de medida de un usuario propietario de los activos del Nivel de Tensión 1 se encuentre instalado en dicho nivel su consumo facturable deberá ser proyectado al Nivel de Tensión 2 ó 3 con el factor de pérdidas que se presenta en el Anexo No. 11 de la Presente Resolución.
d)	Cuando se requiera la reposición de los activos del Nivel de Tensión 1 que no son de propiedad del OR a cuyo sistema se conectan, los propietarios de los mismos podrán reponerlos y continuarán pagando los cargos del Nivel de Tensión 3 ó 2, dependiendo del Nivel de Tensión donde esté conectado su transformador de distribución.
Si el propietario de tales activos no ejecuta la reposición, el OR deberá realizarla, y por lo tanto, a partir del momento en que entren en operación los nuevos activos, los usuarios respectivos deberán pagar cargos del Nivel de Tensión1.
e)	Los cargos máximos de los Sistemas de Transmisión Regional, y de los Sistemas de Distribución Local, aprobados por la Comisión, corresponden a valores máximos.
En este sentido, el OR podrá aplicar valores inferiores a los aprobados por la Comisión, respetando el principio de no discriminación entre usuarios. En el caso de los cargos máximos de los Sistemas de Transmisión Regional, el OR deberá informar por escrito al LAC, para proceder a realizar los ajustes respectivos en la liquidación de los cargos de STR a partir del año siguiente.
f)	Cuando durante la vigencia del período tarifario se produzca la conexión, a Nivel de Tensión 4, de dos STR que no hagan parte de un mismo Sistema de Transmisión Regional, se calculará nuevamente el Costo Anual Equivalente asociado con el nuevo STR que resulte.
g)	Cuando un Operador de Red se conecte al sistema de otro OR, en niveles de tensión iguales o inferiores al 3, se considerará al OR que está tomando energía del sistema como un usuario del otro OR y, en tal caso, deberá pagar el cargo al Nivel de Tensión correspondiente.
h)	El comercializador cobrará a sus usuarios los cargos por uso del Nivel de Tensión donde se conectan con Activos de Conexión. No hay lugar a cobro de cargos por uso de STR o SDL a los usuarios que se encuentren conectados directamente al STN. Se entiende que un usuario está conectado directamente al STN cuando el equipo que está instalado entre su punto de conexión y el STN es un transformador 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.
i)	Los cargos por uso resultantes de aplicar la metodología contenida en esta Resolución remunerarán el uso de la infraestructura eléctrica necesaria para llevar el suministro de energía eléctrica desde los puntos de conexión al STN, hasta el punto de conexión de los usuarios finales a los STR o SDL. Estos cargos por uso incluyen los costos de conexión al STN, pero no incluyen los costos de conexión del usuario al respectivo STR o SDL, ni las pérdidas de energía que se presentan en la prestación de este servicio.
j)	Cuando un Operador de Red no sea propietario de la totalidad de los activos de uso que conforman el STR o SDL que opera deberá remunerar al respectivo propietario, siguiendo las disposiciones establecidas en el numeral 9 del Anexo de la Resolución CREG 070 de 1998, o aquellas que la adicionen, modifiquen o sustituyan.
k)	Los activos de los OR que alimentan los servicios auxiliares de subestaciones pertenecientes al STN y de generadores que participan en el mercado mayorista, hacer parte de los activos que se remuneran a través de cargos por uso.
l)	Los Autoproductores que utilicen Activos de Uso de STR o SDL podrán contratar la disponibilidad de capacidad de respaldo de la red, con el OR del respectivo sistema al cual se conectan.
m)	Los Comercializadores aplicarán cargos por uso de STR o SDL a la demanda asociada con la prestación del servicio de Alumbrado Público del Nivel de Tensión al cual se conecten la redes dedicadas exclusivamente a la prestación de este servicio. Cuando no existan redes exclusivas para el alumbrado público, el comercializador aplicará sobre las demandas respectivas cargos por uso del Nivel de Tensión 2.
n)	Los activos eléctricos dedicados exclusivamente a la prestación del servicio de alumbrado público no hacen parte de los activos que se remuneran vía Cargos por uso de SDL.
o)	La metodología definida en esta Resolución considera características de prestación del servicio de transporte a través de los STR y SDL, en zonas urbanas y rurales.
Artículo 3º.	Información requerida para el cálculo de los cargos máximos de los STR. Los Operadores de Red existentes a la fecha de entrada en vigencia de la presente Resolución, a más tardar el 31 de diciembre del año 2002, y los Operadores de Red de nuevos sistemas que aparezcan con posterioridad a la entrada en vigencia de la presente Resolución, previamente a la entrada en operación comercial, deberán someter a aprobación de la CREG la siguiente información:
i)	El Costo Anual Equivalente de los activos del Nivel de Tensión 4, el cual, deberá calcularse de conformidad con la metodología descrita en el Numeral 1 del Anexo No. 1 de la presente Resolución.
ii)	El Costo Anual Equivalente de Conexiones al STN, el cual, deberá calcularse de conformidad con la metodología descrita en el Numeral 2 del Anexo No. 1 de la presente Resolución.
Artículo 4º.	Cálculo de los cargos máximos de los STR. Los cargos máximos de los STR serán calculados por el LAC a partir de los costos anuales equivalentes de los activos de conexión al STN y de los activos de uso del Nivel de Tensión 4, de acuerdo con lo establecido en el Numeral 1 del Anexo No. 2.
Artículo 5º.	Cálculo de los cargos máximos de los SDL. Los Operadores de Red existentes a la fecha de entrada en vigencia de la presente Resolución deberán, a más tardar el 31 de diciembre del año 2002, someter a aprobación de la CREG siguientes cargos máximos:
i)	Cargos máximos de los niveles de tensión 3 y 2. Estos cargos deberán ser calculados de conformidad con la metodología descrita en el Numeral 2 del Anexo No. 2 de la presente Resolución.
ii)	Cargos por máximos del Nivel de Tensión 1. Estos cargos deberán ser calculados de conformidad con la metodología descrita en el Numeral 3 del Anexo No. 2 de la presente Resolución.
Parágrafo 1°. Cuando se conforme un nuevo Operador de Red, este deberá someter en forma previa para la aprobación de la CREG, los cálculos de los literales i) y ii) del Artículos 3 y literales i) y ii) del presente artículo, que sean aplicables al nuevo sistema que va a operar. La red mínima que debe operar un OR para efectos de hacer una solicitud de aprobación de cargos a la Comisión es la que atiende los usuarios de al menos un municipio. Esta obligación no se aplica a un nuevo Operador de Red que reemplaza otro que ya tiene cargos aprobados para un STR o SDL.
Artículo 6º. Actualización de los cargos máximos de los STR por puesta en servicio de nuevos activos. Cuando entren en operación nuevos activos de uso o conexión al STN durante el período tarifario, el Costo Anual Equivalente de los activos del Nivel de Tensión 4 o el Costo Anual Equivalente de Conexiones al STN, podrán ser revisados por la Comisión, para lo cual se deberá cumplir lo siguiente:
1.	Que los proyectos de Conexión al STN hayan sido aprobados por la UPME y se haya suscrito el respectivo contrato de conexión.
2.	Que los proyectos relacionados con activos de uso del Nivel de Tensión 4 hagan parte de los planes y programas de expansión del Ministerio de Minas y Energía y la UPME, de acuerdo con los criterios que estas entidades diseñen para tal efecto.
3.	Cumplir con los criterios de eficiencia contenidos en el Anexo No. 8 de esta Resolución.
Artículo 7º.	Actualización, Liquidación y Recaudo de los Cargos máximos por uso de STR y SDL. Los Cargos máximos de los STR y SDL, se actualizarán, liquidarán y recaudarán, así:
7.1.	Cargos máximos de STR
Los Cargos máximos de un STR serán actualizados, liquidados y facturados a los Comercializadores que atienden Usuarios Finales en los STR definidos según lo dispuesto en el Artículo No. 10, por el Liquidador y Administrador de Cuentas del STN (LAC), siguiendo las disposiciones contenidas en el Numeral 1.1 del Anexo No. 4, de la presente Resolución.
7.2.	Cargos máximos de SDL
Los Cargos máximos de un SDL serán actualizados, liquidados y facturados por los Operadores de Red, a los Comercializadores que atienden Usuarios Finales conectados a su sistema y a los Operadores de Red que se conecten a su sistema en los nivel es de tensión 3 y 2, siguiendo las disposiciones contenidas en el Numeral 2 del Anexo No. 4, de la presente Resolución.
Parágrafo. Cuando, durante la vigencia del período tarifario, la Comisión apruebe modificar la remuneración de un STR por la puesta en operación de nuevos activos de uso o conexión, los nuevos Costos Anuales Equivales serán considerados en la liquidación y recaudo de los cargos máximos de STR, a partir del mes de enero del año siguiente a la entrada en vigencia de la respectiva Resolución, para lo cual se seguirá la metodología descrita en el Numeral 1 del Anexo No. 4 de la presente Resolución.
Artículo 8º.	Cargos por Uso, por niveles de tensión, que se utilizarán en el cálculo del Costo Unitario de Prestación del Servicio. Los cargos por uso, por niveles de tensión, que serán utilizados para efectos de determinar el Costo Unitario de Prestación del Servicio, definido según lo dispuesto en la Resoluciones CREG 031 y 244 de 1997, o en aquellas que la modifiquen o sustituyan, serán determinados por cada Comercializador siguiendo las disposiciones del Numeral 4 del Anexo No. 4 de la presente Resolución.
Artículo 9º.	Cargos por Disponibilidad de Capacidad de Respaldo de la Red aplicables a los Autoproductores. Los Autoproductores, cuya demanda máxima es superior o igual a 0.5 MVA, podrán solicitar al OR del sistema al cual se conectan, a través del Comercializador que los representa, la suscripción de un contrato de disponibilidad de Capacidad de respaldo de la red.
La tarifa por unidad de potencia que acuerden las partes, no podrá ser superior a $6000 / [kVA – Año] ($ colombianos de diciembre de 2001), independientemente del Nivel de Tensión al cual este conectado el Autoproductor. La tarifa que se acuerde deberá actualizarse mensualmente con el Índice de Precios al Productor total Nacional (IPP).
Parágrafo 1°.	Los Operadores de Red no estarán obligados a garantizar la disponibilidad de capacidad de respaldo de la red, a los Autoproductores señalados en este Artículo, cuando éstos no contraten la disponibilidad respectiva.
Artículo 10º.	Conformación de los Sistemas de Transmisión Regional. Los Sistemas de Transmisión Regional definidos en esta Resolución, serán establecidos por la Comisión a partir de la información que los Operadores de Red suministren dentro del proceso de aprobación de que trata el Artículo 3º de la presente Resolución.
Parágrafo 1. A solicitud de la totalidad de los OR que conformen dos Sistemas de Transmisión Regional, la Comisión podrá definir un Sistema de Transmisión Regional que integre los dos Sistemas, aún en el caso de que no presenten conexión eléctrica en el Nivel de Tensión 4.
Parágrafo 2. Si durante el período tarifario se presentan nuevas conexiones entre los STR existentes, la Comisión procederá a redefinir los Sistemas de Transmisión Regionales. Los nuevos STR serán considerados, en la liquidación de los cargos por uso de STR, a partir del mes de enero del año siguiente a la entrada en vigencia de la respectiva Resolución. Por lo tanto los OR deberán informar a la CREG cuando esto suceda.
Artículo 11º.	Transporte de energía reactiva. En caso de que la energía reactiva consumida por un Usuario, cuyo equipo de medición este conectado en el Nivel de Tensión 2 o superior, sea mayor al cincuenta por ciento (50%) de la energía activa (kWh) que le es entregada mensualmente en cada periodo horario, el exceso sobre este límite, en cada periodo, se considerará como energía activa para efectos de liquidar el cargo por uso del respectivo sistema, de acuerdo con lo contenido en el Anexo No. 4 de esta Resolución.
Parágrafo 1. Los OR no podrán exigir la remuneración durante el período tarifario, vía cargos por conexión, de activos que haya reportado como Activos de Uso de STR o SDL.
Parágrafo 2. Los OR o los terceros propietarios de Activos de Conexión existentes a la fecha de entrada en vigencia de la presente Resolución, no podrán recibir ingresos superiores a los que hubieran obtenido si estos activos fueran remunerados vía Cargos de Uso de STR o SDL.
Parágrafo 4. Cuando un usuario solicite acceso a un Activo de Conexión existente, el propietario no podrá negarlo si la conexión solicitada es técnicamente factible. El propietario, podrá solicitar al usuario la presentación de un estudio de conexión con el que se demuestre la viabilidad técnica de esta, para lo cual se deberán seguir, en lo que aplique, las disposiciones contenidas en el Numeral 4, del Anexo de la Resolución CREG-070 de 1998, o aquellas que la adicionen, modifiquen o sustituyan.
Parágrafo 5. Si un activo de un OR se utiliza para atender usuarios finales y, a su vez, a éste se conectan uno o varios transportadores, una parte del activo se remunerará vía cargos por uso, y otra, vía cargos de conexión. Los porcentajes de participación en el uso para remunerar el activo entre quienes lo utilizan, se determinan en proporción a las demandas máximas de cada una de las partes.
Parágrafo 6. Un Activo de Uso se convertirá en un Activo de Conexión, para el próximo período tarifario, siempre que sierva a un único Usuario.
Artículo 13º.	Vigencia de los cargos. Los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local que apruebe la Comisión estarán vigentes desde la fecha que se determine para si inicio de aplicación, y hasta 31 de diciembre del año 2007.
Parágrafo 1º. Los Operadores de Red deberán someter a aprobación de la Comisión a más tardar el día 31 de diciembre de 2002, con base en la metodología establecida en esta Resolución, el estudio de los cargos aplicables para el período de cinco (5) años, contado a partir del 1º de enero de 2003. Si con posterioridad al 1º de enero de 2003; se da una de las siguientes situaciones:
-	Que un Operador de Red solicita a la Comisión aprobar cargos por uso para un nuevo STR o SDL.
-	Que, la Comisión en aplicación del Artículo 126 de la Ley 142 de 1994, modifica los cargos vigentes de un OR, o
Parágrafo 3º. 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 período siguiente. Después, se aplicará lo previsto en el artículo 124 de la Ley 142 de 1994.
Sin perjuicio de lo anterior, si dentro del mes siguiente a la fecha en que el Operador de Red haga la publicación de que trata el Parágrafo 2 del Artículo 13º de la presente Resolución, habiendo oído a los interesados intervinientes, existen diferencias de información o de apreciación sobre aspectos que requieran conocimientos especializados, o si se detectan inconsistencias respecto a la información reportada periódicamente a la Comisión, el Director Ejecutivo de la CREG podrá ordenar la practica de las pruebas respectivas, de acuerdo con lo establecido por el artículo 108 de la Ley 142 de 1994.
Artículo 15º.	Decisión sobre aprobación de los cargos máximos de cada Operador de Red. Una vez se analice la información presentada por los Operadores de Red, habiendo dado oportunidad de ser oídos a los interesados, y practicadas las pruebas a que hubiera lugar, de conformidad con la Ley, la Comisión procederá a aprobar los conceptos de que trata el Artículo No. 5 de la presente Resolución.
Parágrafo. Aquellos Operadores de Red quienes en los plazos previstos en esta Resolución, no sometan a aprobación de la Comisión los cargos respectivos, serán objeto de fijación de cargos por parte de la Comisión, con base en la mejor información de que esta disponga. Dichos cargos podrán ser revisados de oficio por la Comisión, durante la vigencia del período tarifario, en la medida en que obtenga nueva información que lo amerite. Lo anterior sin perjuicio de las investigaciones y sanciones del caso por parte de la autoridad competente.
Artículo 17º.	La aprobación de la metodología y de las disposiciones contenidas en la presente Resolución, se realizará de acuerdo con el siguiente cronograma:
a)	Las observaciones por parte de los Agentes y de los terceros interesados en la decisión que adoptará la Comisión, deberán ser presentadas dentro de los 15 días calendario siguientes a la fecha de publicación de la presente Resolución.
b)	Las observaciones presentadas por los Agentes, y los terceros interesados que hagan parte de la respectiva actuación, serán objeto de análisis por parte de la CREG, dentro de los 30 días siguientes al vencimiento del plazo establecido en el literal a) del presente Artículo.
c)	La aprobación por parte de la Comisión de las disposiciones finales, se realizará una vez cumplido lo establecido en el literal anterior.
Artículo 18º.	IMPULSO DE LA ACTUACIÓN. El Director Ejecutivo de la Comisión impulsará la actuación, sin perjuicio del reparto interno que haga para el estudio de las observaciones.
Artículo 19º.	VIGENCIA DE LA PRESENTE RESOLUCIÓN. Esta Resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial, y por ser un acto de trámite, no modifica las normas actualmente aplicables sobre las materias a que ella se refiere.
Publicada en el Diario Oficial No.44.990 del 7 de Noviembre de 2002
Dada en Bogotá, D.C., el día 29 OCT. 2002
CALCULO DE COSTOS ANUALES EQUIVALENTES
1.	Determinación de los costos anuales equivalentes para los activos de uso de los niveles de tensión 4, 3 y 2
Para cada uno de los niveles de tensión 4, 3 y 2 de los STR o SDL se determinará un costo anual equivalente, en pesos colombianos de diciembre de 2001, de acuerdo con la siguiente fórmula:
CAj,n:	Costo anual equivalente del Nivel de Tensión n, para el Operador de Red j.
Cada uno de los componentes que conforman los costos anuales equivalentes, se determinarán de conformidad con las siguientes disposiciones:
1.1	Costo Anual Equivalente de Activos Eléctricos (CAAEj,n):
El Costo Anual Equivalente de los Activos Eléctricos se determinará a partir de:
·	Los inventarios de activos eléctricos que reporten los OR a la CREG, clasificados según el listado de unidades constructivas que se presentan en el Anexo No. 3 de la presente Resolución y las Unidades Constructivas especiales que sometan a consideración de la Comisión, en cumplimiento de las Circulares CREG No. 019, 025, 027, 029, 038 de 2002, o en aquellas que las adicionen, modifiquen o sustituyan.
·	El listado de unidades constructivas asociados con líneas normalmente abiertas, o con activos que normalmente no son utilizados en la prestación del servicio, el cual, debe ser reportado por el OR conjuntamente con la presentación de la solicitud de aprobación de que trata los Artículos 3 y 5 de la presente Resolución.
·	El listado de terrenos asociados a subestaciones del OR, el cual debe ser reportado por el OR a la CREG, conjuntamente con la solicitud de aprobación de que trata los Artículos 3 y 5 de la presente Resolución, indicando para cada terreno su área (m2) y su valor catastral (en $ colombianos de diciembre de 2001).
Nj:	Número total de unidades constructivas del Nivel de Tensión 4, reportadas por el OR j. No se deben considerar las unidades constructivas asociadas con líneas normalmente abiertas, o con activos que normalmente no son utilizados en la prestación del servicio.
CREj,k,4:	Costo Unitario de Reposición a Nuevo Eficiente de la Unidad Constructiva k del Nivel de Tensión 4, reportada por el OR j (luego de aplicar criterios de eficiencia). Esta variable se determina así:
CRk,4:	Costo de Reposición a nuevo del activo k para el Nivel de Tensión 4.
Fefk,4:	Factor de Eficiencia de la Unidad Constructiva k, del OR j para el Nivel de Tensión 4.
En el Anexo No. 8 se presenta la metodología para la determinación de los Factores de Eficiencia para cada una de las unidades constructivas del Nivel de Tensión 4.
r:	Tasa de Descuento reconocida, en términos constantes y antes de impuestos, para remuneración por la Metodología de Ingreso Máximo. Su valor es 14.06% (según metodología contenida en el Anexo No. 10).
CAETj,4:	Costo Anual Equivalente de Terrenos para el Nivel de Tensión 4 del OR j. Aplica exclusivamente a las Unidades Constructivas de Subestaciones, y se calcula así.
VCTu.c	Valor Catastral del Terreno de la Unidad Constructiva correspondiente.
ATUCu.c:	Área Típica de la Unidad Constructiva correspondiente. Las Áreas Típicas se presentan en el Anexo No. 3 de la presente Resolución.
%R:	8.5%. Corresponde al valor anual reconocido por concepto de Terrenos. Incluye el costo de adecuación del mismo.
TE3:	Número de tipos de unidades constructivas eléctricas totales que conforman el Nivel de Tensión 3.
Nj,k,3:	Número total de Unidades Constructivas del tipo k, en el Nivel de Tensión 3, para el OR j. No se deben considerar las unidades constructivas asociadas con líneas normalmente abiertas, o con activos que normalmente no son utilizados en la prestación del servicio.
CRk,3:	Costo Unitario de Reposición a nuevo por concepto de la unidad constructiva k, del Nivel de Tensión 3.
Vk:	Vida útil reconocida para la unidad constructiva del tipo k.
CAETj,3:	Costo Anual Equivalente de Terrenos para el Nivel de Tensión 3 del OR j. Aplica exclusivamente a las Unidades Constructivas de Subestaciones, y se calcula así.
Para efectos de aplicación de criterios de eficiencia del Anexo No. 8 de la presente resolución, se desagregarán los costos Anuales Equivalentes de los Activos de este Nivel de Tensión en: Costo Anual Equivalente de Activos Eléctricos correspondientes a líneas de distribución urbanas, Costo Anual Equivalente de Activos Eléctricos correspondientes a líneas de distribución rurales y Costo Anual Equivalente de Activos Eléctricos correspondientes activos del Nivel de Tensión 2, diferentes de líneas de distribución.
Los anteriores costos anuales se determinan de la siguiente forma:
CAAEj,Lu:	Costo Anual Equivalente de Activos Eléctricos correspondientes a líneas de distribución urbanas del Nivel de Tensión 2, de acuerdo con lo reportado en los formatos de Unidades Constructivas del Anexo No. 3 de esta Resolución, por parte del OR j.
TLU2:	Número de tipos de Unidades Constructivas correspondientes a líneas de distribución urbanas al Nivel de Tensión 2.
NLUj,k,2:	Número de líneas de distribución urbanas del tipo k, en el Nivel de Tensión 2, reportadas por el OR j. Si k corresponde a líneas normalmente abiertas Nj,k,2 es igual a cero.
CRk,2:	Costo de Reposición a nuevo por concepto de la unidad constructiva k, del Nivel de Tensión 2. Este costo corresponde al Costo Unitario de Reposición a Nuevo de la unidad constructiva del tipo k.
CAAEj,Lr:	Costo Anual Equivalente de Activos Eléctricos correspondientes a líneas de distribución rurales del Nivel de Tensión 2, de acuerdo con lo reportado en los formatos de Unidades Constructivas del Anexo No. 3 de esta Resolución, por parte del OR j.
TLR2:	Número de tipos de Unidades Constructivas correspondientes a líneas de distribución rurales al Nivel de Tensión 2.
NLRj,k,2:	Número de líneas de distribución rurales del tipo k, en el Nivel de Tensión 2, reportadas por el OR j. Si k corresponde a líneas normalmente abiertas Nj,k,2 es igual a cero.
CRk,2:	Costo Unitario de Reposición a nuevo por concepto de la unidad constructiva k, del Nivel de Tensión 2.
Vj:	Vida útil reconocida para la unidad constructiva del tipo k.
Activos diferentes a líneas:
CAAEj,OA:	Costo Anual Equivalente de Activos Eléctricos correspondientes a otros activos del Nivel de Tensión 2 diferentes de líneas de distribución, de acuerdo con lo reportado en los formatos de Unidades Constructivas del Anexo No. 3 de esta Resolución, por parte del OR j.
TLOA2:	Número de tipos de Unidades Constructivas correspondientes a Activos Eléctricos del Nivel de Tensión 2, diferentes de líneas de distribución.
NOAj,2:	Número de Activos Eléctricos, diferentes de líneas de distribución, del tipo j, en el Nivel de Tensión 2. No se deben considerar las unidades constructivas asociadas con activos que normalmente no son utilizados en la prestación del servicio.
CRj,2:	Costo de Reposición a nuevo por concepto de la unidad constructiva j, del Nivel de Tensión 2. Este costo corresponde al Costo Unitario de Reposición a Nuevo de la unidad constructiva del tipo j
Vj:	Vida útil reconocida para la unidad constructiva del tipo j.
CAETj,2:	Costo Anual Equivalente de Terrenos para el Nivel de Tensión 2 del OR j. Aplica exclusivamente a las Unidades Constructivas de Subestaciones, y se calcula así.
Para efectos de estimar el valor reconocido para los Activos No Eléctricos en este Nivel de Tensión, como lo requiere la metodología que se muestra en el numeral 1.2 del presente anexo, el Costo Anual Equivalente para Activos Eléctricos CAAEj,2 se calculará de la siguiente forma:
El Costo Total Anual Equivalente de los Activos No Eléctricos que se reconoce al Operador de Red, se determinará de acuerdo con la siguiente expresión:
CAAEj,n:	Costo Anual Equivalente de Activos Eléctricos del Nivel de Tensión n para el OR j.
NE:	Fracción del Costo Anual Equivalente de los Activos Eléctricos del Operador de Red (en los nivel es de tensión 4, 3 y 2), que se reconoce como Costo Anual Equivalente de Activos No Eléctricos. NE es igual a 0.041
Los Costos Anuales Equivalentes de Activos No Eléctricos, para cada Nivel de Tensión n, (CAANEj,n), se determinarán a partir del Costo Total Anual Equivalente de Activos No Eléctricos del Operador de Red j, según la siguiente expresión:
Los Gastos anuales por concepto de Administración, Operación y Mantenimiento (incluyendo el mantenimiento de transformadores de distribución, protecciones asociadas y redes secundarias), que se reconocerán al Operador de Red j para el Nivel de Tensión n (CTAOMj,n), se estimarán de acuerdo con la siguiente expresión:
n :	Nivel es de tensión 4, 3 ó 2
TEn:	Número de tipos de unidades constructivas eléctricas totales que conforman el Nivel de Tensión n.
FAn:	Fracción máxima del Costo de Reposición a nuevo de los Activos Eléctricos, que se reconoce como gasto anual de administración, operación y mantenimiento en el Nivel de Tensión n. Para el Nivel de Tensión 4 corresponde a 1.63%, para el Nivel de Tensión 3 corresponde a 1.63% y para el Nivel de Tensión 2 corresponde a 2.51%, de estos costos. Para activos en zonas de contaminación salina se reconocerá, sobre los anteriores porcentajes, un porcentaje de AOM adicional de 0.5%.
Para reconocer sobre una Unidad Constructiva el porcentaje adicional de AOM por contaminación salina, esta debe estar clasificada en el Nivel de Contaminación “IV Muy Alto” de conformidad con la Guía Técnica Colombiana – GTC 56 o aquella vigente en el momento de solicitar la aprobación de cargos. El OR correspondiente debe sustentar ante la CREG el cumplimiento de la guía, en los términos que establezca la misma.
CRj,,k,n:	Costo de Reposición a nuevo por concepto de la unidad constructiva k, del OR j para el Nivel de Tensión n.
NUCj,k,n	Número total de Unidades Constructivas del tipo k en el Nivel de Tensión n que pertenecen al OR j.
NTDj,n:	Número Total de Transformadores de Distribución, conectados al Nivel de Tensión n del sistema del OR, independientemente de su propiedad.
Esta información corresponderá a la Reportada por el OR a la CREG, en cumplimiento de las disposiciones vigentes en materia de calidad del servicio prestado, al momento de la solicitud de aprobación de que trata los Artículos 3 y 5 de la presente Resolución.
MTD:	Costo anual eficiente por concepto de mantenimiento de un transformador de distribución reconocido por la CREG. MTD es igual a $14000 ($ col./Transformador - de diciembre de 2001).
2.	Determinación de los costos anuales equivalentes de los Activos de Conexión al STN del OR.
Los Costos Anuales Equivalentes de los activos de conexión al STN asociados a un OR, se determinarán de conformidad con la siguiente expresión:
CAAC:	Costo Anual Equivalente de Conexión.
N:	Número total de tipos de unidades constructivas de conexión al STN, con que cuenta el respectivo OR.
CRj:	Costo de Reposición a nuevo por concepto de la Unidad Constructiva j, de Conexión al STN. Este costo corresponde a la multiplicación del Costo Unitario de Reposición a Nuevo de la unidad constructiva j, por el número total de estas unidades que sirven para conectar el sistema del OR al STN.
Vj:	Vida útil en años, reconocida para la unidad constructiva j.
En el Anexo No. 3 de esta Resolución, conjuntamente con el listado de Unidades Constructivas de los activos eléctricos de STR, se presenta el listado de Unidades Constructivas de Conexión al STN, sus Costos de Reposición a Nuevo y las Vidas Útiles Reconocidas a cada una de ellas.
CÁLCULO DE CARGOS MÁXIMOS POR NIVEL DE TENSIÓN
1.	Cálculo de cargos máximos para el Nivel de Tensión 4 y conexiones al STN.
Los cargos máximos del Nivel de Tensión 4, serán calculados anualmente por LAC, siguiendo la siguiente metodología:
a.	Para cada uno de los años del período tarifario, el LAC estimará el El Ingreso Anual para remunerar los activos de uso del Nivel de Tensión 4 y conexión al STN, de cada OR, así:
IAj,4,k:	Ingreso Anual para remunerar los activos de Nivel de Tensión 4 para el Operador de Red j, actualizado al mes de enero del año k. Para el primer año de aplicación de la presente metodología tarifaria, estará actualizado al mes anterior a la aplicación, por primera vez, de los cargos máximos por uso del Nivel de Tensión 4.
CA j,4:	Costo Anual Equivalmente del Nivel de Tensión 4, aprobado por la CREG para el Operador de Red j. Este valor estará referido a pesos colombianos de diciembre de 2001.
ICj,m:	Ingreso Anual para remunerar las conexiones al STN del Operador de Red j, actualizado al mes de enero del año k. Para el primer año de aplicación de la presente metodología tarifaria, estará actualizado al mes anterior a la aplicación, por primera vez, de los cargos máximos por uso del Nivel de Tensión 4.
CAACj:	Costo Anual Equivalente de Conexión al STN, aprobado por la CREG para el Operador de Red j. Este valor estará referido a pesos colombianos de diciembre de 2001.
fp:	Factor de Productividad Anual. Su valor será 0.42, según lo establecido en el Anexo No. 12 de la presente Resolución.
a:	Número del año a partir de aquel en el que se aprobó, al Operador de Red, su Ingreso Anual para remunerar los activos de Nivel de tensión 4. Por ejemplo, a es igual a uno para el año 2003, para aquellos OR que obtengan aprobación de cargos en dicho año.
IPPk:	Índice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al mes de enero del año k. Para el primer año de aplicación de la presente metodología tarifaria, corresponderá al Índice del mes anterior a la aplicación, por primera vez, de los cargos máximos por uso del Nivel de Tensión 4.
b.	Para cada uno de los STR, el LAC estimará el Ingreso Total Anual Requerido, así:
k:	Año de cálculo del Ingreso Total Anual Requerido.
ITRR,k:	Ingreso Total Anual Requerido para la región R, en el año k. Este ingreso esta referido al mes de enero del año k. Para el primer año de aplicación de la presente metodología tarifaria, estará referido al mes anterior a la aplicación, por primera vez, de los cargos máximos por uso del Nivel de Tensión 4.
TR:	Número total de OR de la región R.
IAj,4,R,k:	Ingreso Anual para remunerar los activos de Nivel de Tensión 4 del Operador de Red j, perteneciente al STR R, en el año k	, calculado según lo dispuesto en el literal a.
ICj,R,k:	Ingreso Anual para remunerar todas las conexiones al STN del OR j, perteneciente al STR R, en el año k, calculado según lo dispuesto en el literal a.
c.	Para cada uno de los STR, el LAC estimará el Cargo Máximo del Nivel de Tensión 4, así:
CUM4R,k:	Cargo Máximo del Nivel de Tensión 4 ($/kWh), del Sistema de Transmisión Regional R, en el año k. Este cargo estará actualizado al mes de enero del año k. Para el primer año de aplicación de la presente metodología tarifaria, estará actualizado al mes anterior a la aplicación, por primera vez, de los cargos máximos del Nivel de Tensión 4.
ITRR,k:	Ingreso Total Anual Requerido para la región R, en el año k, calculado según lo dispuesto en el literal b.
DTCR,k:	Demanda total registrada por los comercializadores en el Sistema de Transmisión Regional R, durante el año anterior a k, referida a 220 kV.
2.	Cálculo de cargos máximos para los niveles de tensión 3 y 2.
Los cargos máximos para los niveles de tensión 3 y 2 se determinarán a partir de:
·	Los Costos Anuales Equivalentes encontrados de acuerdo con la formulación contenida en el numeral 1 del Anexo No.1.
·	Los flujos de energía entre los niveles de tensión del sistema del OR, entre estos y el STN u otros STR o SDL, al igual que los asociados con inyecciones de energía por parte de plantas o unidades de generación conectadas a su sistema; que deben ser reportados por los OR a la CREG siguiendo las disposiciones del Anexo No. 7 de la presente Resolución.
CAj,3:	Costo Anual Equivalente para remunerar los activos del nivel 3 del Operador de Red j. Este valor estará referido a pesos colombianos de diciembre de 2001.
Euj,3:	Energía útil del Nivel de Tensión 3 del Operador de Red j. Esta energía se estima como:
EEj,3 :	Energía anual de entrada al Nivel de Tensión 3, del OR j. Esta energía corresponde a la reportada por el OR en cumplimiento de las disposiciones del Anexo No. 7 de la presente Resolución.
P:	Nivel de pérdidas reconocido para el Nivel de Tensión 3. Este valor se presenta en el Anexo No. 11 de la presente Resolución.
CME3:	Costo Medio Eficiente por unidad de energía para el Nivel de Tensión 3 ($/kWh colombianos del mes de diciembre de 2001). Este valor será establecido de acuerdo con la metodología del Anexo No. 8 de esta Resolución.
Oj,3:	Pago anual por uso de SDL que el OR j hace a otros OR por concepto de conexiones en el Nivel de Tensión 3, determinados de acuerdo con la siguiente expresión:
NCj: Número de conexiones del OR j con otros OR que inyectan energía en el Nivel de Tensión 3 del OR j.
CDj,k:	Cargos Máximos por Nivel de Tensión ($/kWh) aprobados a otros OR aplicables a la conexión k que tiene el OR j.
EIj,k:	Energía Anual (kWh), que se importó durante el año anterior a la fecha de solicitud de aprobación de cargos, hacia el sistema del OR j, a través de la conexión k.
Se deben hacer los siguientes cálculos, para establecer el Cargo máximo del Nivel de Tensión 2, CDj,2, el cual es acumulado.
El Cargo Máximo para el Nivel de Tensión 2 (CDj,2), se determina a partir de los Cargos Máximos Eficientes de Líneas Rurales, Líneas Urbanas y Activos Eléctricos diferentes a Líneas, y de conformidad con las siguientes expresiones:
Líneas del Nivel de Tensión 2, localizadas en zona rural:
CDRJ,2:	Cargo que remunera la inversión en líneas rurales independientes para el OR j.
ERuj,2:	Energía Rural útil del OR j.
Euj,2:	Energía útil del OR j en el Nivel de Tensión 2, para el año 2001.
PDRj:	Transformación total instalada en transformadores de distribución de la zona rural (grupo 4 de calidad) del OR j, reportada a la CREG, a la fecha de solicitud de aprobación de cargos, en cumplimiento de las disposiciones vigentes en materia de calidad del servicio.
PDUj:	Transformación total instalada en transformadores de distribución de la zona urbana (grupos 1, 2 y 3 de calidad) del OR j, reportada a la CREG, a la fecha de solicitud de aprobación de cargos, en cumplimiento de las disposiciones vigentes en materia de calidad del servicio.
A partir de este cálculo la Comisión establecerá los cargos máximos eficientes , con base en los criterios indicados en el Anexo No. 8 de esta Resolución, obteniendo:
CDREj,2:	Cargo Máximo Eficiente a reconocer al OR j, para líneas rurales ($/kWh).
CDRJ,2:	Cargo que remunera la inversión en líneas rurales independientes para el OR j ($/kWh).
CDR*2:	Cargo Medio Eficiente calculado para líneas rurales ($/kWh), según la metodología contenida en el Anexo No. 8 de esta Resolución.
Líneas del Nivel de Tensión 2, localizadas en zona urbana
CDUJ,2:	Cargo que remunera la inversión en líneas urbanas independientes para el OR j.
Euj,2:	Energía útil del Nivel de Tensión 2 del Operador de Red j. Esta energía se estima como:
EEj,2: Energía anual de entrada al Nivel de Tensión 2. Esta energía corresponde a la reportada por el OR en cumplimiento de las disposiciones del Anexo No. 7 de la presente Resolución.
P:	Nivel de pérdidas reconocido para el Nivel de Tensión 2. Este valor se presenta en el Anexo No. 11 de la presente Resolución.
A partir de este cálculo la Comisión establecerá los Costos Máximos Eficientes, con base en los criterios indicados en el Anexo No. 8 de esta Resolución, obteniendo:
CDUEj,2:	Cargo Máximo Eficiente a reconocer al OR j, para líneas urbanas ($/kWh).
CDRJ,2:	Cargo que remunera la inversión en líneas urbanas independientes para el OR j ($/kWh).
CDR*2:	Cargo Medio Eficiente calculado para líneas urbanas ($/kWh), según la metodología contenida en el Anexo No. 8 de esta Resolución.
Activos eléctricos del Nivel de Tensión 2, diferentes a líneas:
CDOJ,2:	Cargo que remunera la inversión de otros activos diferentes de líneas de distribución del Nivel de Tensión 2, para el OR j.
CAAEJ,OA:	Costo Anual Equivalente de Activos Eléctricos correspondientes a otros activos del Nivel de Tensión 2, diferentes de líneas de distribución, de acuerdo con lo reportado en los formatos de Unidades Constructivas del Anexo No. 3 de esta Resolución, por parte del OR j.
Euj,2:	Energía útil del Nivel de Tensión 2 del Operador de Red j.
A partir de este cálculo la Comisión establecerá los Cargos Máximos Eficientes, con base en los criterios indicados en el Anexo No. 8 de esta Resolución, obteniendo:
CDOEj,2:	Cargo Máximo Eficiente para los otros activos eléctricos diferentes de líneas de distribución ($/kWh).
CDOJ,2:	Cargo que remunera la inversión de otros activos diferentes de líneas de distribución del Nivel de Tensión 2, para el OR j, ($/kWh).
CDO*2:	Cargo Medio Eficiente calculado para los otros activos eléctricos diferentes de líneas de distribución ($/kWh), según la metodología contenida en el Anexo No. 8 de esta Resolución.
Cargo Máximo para el Nivel de Tensión 2:
Para estimar el Costo Máximo del Nivel de Tensión 2 ($/kWh), se utiliza la siguiente expresión:
CAN3j,2:	Costo Acumulado del Nivel de Tensión 3, asignable al Nivel de Tensión 2, del OR j. Este costo se calcula así:
ESj,32:	Energía anual que sale del Nivel de Tensión 3 hacia el Nivel de Tensión 2, para el Operador de Red j. Esta energía corresponde a la reportada por el OR en cumplimiento de las disposiciones del Anexo No. 7 de la presente Resolución.
ESj,3:	Energía total anual que sale del Nivel de Tensión 3, para el Operador de Red j. Esta energía corresponde a la reportada por el OR en cumplimiento de las disposiciones del Anexo No. 7 de la presente Resolución.
Oj,2:	Pago anual por uso de SRT o SDL que el OR j hace a otros OR por concepto conexiones en el Nivel de Tensión 2, determinado de acuerdo con la siguiente expresión:
NCj: Número de conexiones del OR j con otros OR, que inyectan energía en el Nivel de Tensión 2 del ORj.
CDj,k:	Cargos Máximos del Nivel de Tensión 2 aprobados a otros OR, aplicables a la conexión k del OR j.
EIj,k:	Energía que importó el OR j, a través de su conexión k con otro OR.
3.	Cálculo de cargo máximo del Nivel de Tensión 1
Para cada Operador de Red se establece un Cargo Máximo de Nivel de Tensión 1 aplicable a usuarios conectados a redes subterráneas y otro para aplicable a usuarios conectados a redes aéreas.
El Cargo Máximo aplicable a redes aéreas (CMa,j,1) se determina de conformidad con la siguiente expresión:
CMEr:	Cargo Máximo eficiente reconocido para redes rurales. Su valor es 35.5369 $/kWh ($ colombianos de diciembre de 2001).
TDrj:	Proporción entre el número de habitantes rurales según la clasificación del DANE y el número total de habitantes en los municipios servidos por el sistema del OR. Esta distribución por OR se presenta en el Anexo No. 13
CMEr:	Cargo Máximo eficiente reconocido para redes urbanas. Su valor es 10.1271 $/kWh ($ colombianos de diciembre de 2001).
El Cargo Máximo aplicable a redes subterráneas (CMs,j,1) será igual a 25.5319 $/kWh ($ colombianos de diciembre de 2001).
En caso de Operadores de Red sobre sistemas nuevos, que se constituyan con posterioridad a la fecha de entrada en vigencia de la presente Resolución, conjuntamente con la solicitud de aprobación de cargos por uso de STR o SDL, el OR respectivo deberá reportar el listado de municipios a atender.
ÁREAS TÍPICAS RECONOCIDAS A LOS MÓDULOS COMUNES Y MÓDULOS DE BARRAJE
Las Unidades Constructivas establecidas por la Comisión contienen los equipos y accesorios que permiten a los OR cumplir con los niveles de calidad exigidos por la CREG. Cuando un OR no tenga los elementos completos de una Unidad Constructiva, deberá indicarlo en las observaciones del registro correspondiente en el reporte de información a la Base de Datos de la Comisión, y debe asumir los riegos del pago de compensaciones a sus usuarios por fallas en la prestación del servicio, por este motivo. Sin embargo, se hace una excepción a esta regla para el caso de las líneas monofásicas del nivel de tensión 2 que no tengan neutro, las cuales se valorarán al 40% del valor establecido de la respectiva Unidad Constructiva, como una señal a los OR, para que instalen el neutro respectivo.
Por otra parte, el valor que se reconocerá para el caso de líneas sobrespuestas del nivel de tensión 2, es el equivalente al 60% del valor de la Unidad Constructiva correspondiente.
-	Son activos del Nivel de Tensión 4 las líneas con tensiones de operación que pertenecen a este Nivel de Tensión, en las cuales se incluyen, en forma excepcional, los activos de 57.5 kV.
-	Las bahías de transformación, distintas a las asociadas a los transformadores de conexión al STN, se asocian al Nivel de Tensión del secundario del transformador (o niveles de tensión del secundario y terciario en caso de los transformadores tridevanados).
2. Áreas típicas reconocidas a los módulos comunes y módulos
de barraje.
APROBACIÓN, ACTUALIZACIÓN, LIQUIDACIÓN Y RECAUDOAPROBACIÓN, ACTUALIZACIÓN, LIQUIDACIÓN Y RECAUDO DE LOS CARGOS POR USO DE LOS STR O SDL, Y ASIGNACIÓN DE LOS INGRESOS REQUERIDOS PARA REMUNERAR LOS SERVICIOS DE TRANSPORTE EN EL NIVEL DE TENSIÓN 4, LOS CARGOS POR USO DE STR O SDL DE LOS NIVELES DE TENSIÓN 2 Y 3, Y LOS CARGOS POR CONEXIÓN DEL NIVEL DE TENSIÓN 1
1.	ACTUALIZACIÓN, LIQUIDACIÓN Y RECAUDO DE LOS CARGOS MÁXIMOS DE STR, Y DISTRIBUCIÓN DE LOS INGRESOS MÁXIMOS ENTRE LOS OR.
1.1	Actualización, liquidación y recaudo de los cargos máximos por uso de STR
El Ingreso Anual para remunerar los activos de Nivel de Tensión 4 y el Ingreso Anual para remunerar los activos de conexión al STN de los OR, en un Sistema de Transmisión Regional, serán recaudados por el Liquidador y Administrador de Cuentas del STN (LAC), mediante la aplicación mensual de los Cargos Máximos del Nivel de Tensión 4, a los Comercializadores que tengan Demanda Comercial en cada Sistema de Transmisión Regional R, así:
LCi,m,k,R:	Liquidación por concepto de Cargos Máximos del Nivel de Tensión 4, en el Sistema de Transmisión Regional R, que se realizará al comercializador i, en el mes m del año k.
DCi,m,R:	Demanda del Comercializador i, en el Sistema de Transmisión Regional R, durante el mes m-1.
CUM4m,k,R:	Cargo Máximo ($/kWh) del Nivel de Tensión 4, aplicable a los Comercializadores en el Sistema de Transmisión Regional R, en el mes m del año k. Este cargo se determinará así:
CUM4k,R	Cargo Máximo del Nivel de Tensión 4 ($/kWh), del Sistema de Transmisión Regional R, en el año k, calculado según la metodología descrita en el numeral 1 del Anexo No. 1 de la presente Resolución. Este cargo estará actualizado al mes de enero del año k. Para el primer año de aplicación de la presente metodología tarifaria, estará actualizado al mes anterior a la aplicación, por primera vez, de los cargos máximos por uso del Nivel de Tensión 4.
IPPm:	Índice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al mes m-1.
IPPL:	Índice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al mes enero del año k. Para el primer año de aplicación de la presente metodología tarifaria, corresponderá al Índice del mes anterior a la aplicación, por primera vez, de los cargos máximos por uso del Nivel de Tensión 4..
Para la liquidación de los Cargos Máximos del Nivel de Tensión 4 en cada Sistema de Transmisión Regional R, se seguirá el procedimiento establecido para la liquidación de cargos por uso del STN, contenido en la Resolución 12 de 1995 y en aquellas que la modifican, sustituyan o complementen. Para este caso, también aplican todas las disposiciones vigentes en materia de garantías y limitación de suministro establecidas para la liquidación de cargos por uso del STN.
1.2	Distribución de los Ingresos Máximos para Remunerar Activos del Nivel de Tensión 4 y Conexiones al STN.
El LAC, mensualmente, distribuirá los ingresos recaudados por concepto de Cargos Máximos del Nivel de Tensión 4, entre los Operadores de Red que conforman cada Sistema de Transmisión Regional R, así:
IRDj,m,k,R:	Ingresos que se asignarán al OR j, del Sistema de Transmisión Regional R en el mes m del año k.
RCm,R:	Monto total recaudado por el LAC en el mes m, por concepto de liquidación de Cargos por Uso del Nivel de Tensión 4 a los comercializadores del Sistema de Transmisión Regional R.
ITRj,k,R:	Ingreso Total Anual Requerido por el OR j, del Sistema de Transmisión Regional R, en el año k, calculado según la metodología descrita en el numeral 1 del Anexo No. 1 de la presente Resolución.
ITRk,R:	Ingreso Total Anual Requerido para el Sistema de Transmisión Regional R, en el año k, calculado según la metodología descrita en el numeral 1 del Anexo No. 1 de la presente Resolución.
Para la distribución de los Ingresos que se asignan a cada Operador de Red, se seguirá el procedimiento establecido para la distribución de Ingresos por Uso del STN, contenido en la Resolución 12 de 1995 y en aquellas que la modifican, sustituyan o complementen.
Los Cargos Máximos de los nivel es de tensión 3 y 2, se actualizarán mensualmente de acuerdo con la siguiente expresión:
CDj,n,m:	Cargo Máximo del Nivel de Tensión n, correspondiente al mes m, del OR j.
CDj,n:	Cargo Máximo del Nivel de tensión n aprobado por la CREG para el OR j. Este valor estará referido a pesos colombianos de diciembre de 2001.
a:	Número del año a partir de aquel en el que se aprobó, al Operador de Red, su Cargo Máximo del Nivel de Tensión n. Por ejemplo, a es igual a uno para el año 2003, para aquellos OR que obtengan aprobación de Cargo Máximo Acumulados para dicho año.
Los Cargos Máximos de los nivel es de tensión 3 y 2, serán liquidados y recaudados por OR a cada uno de los Comercializadores que atienden Usuarios Finales conectados a su sistema en los nivel es de tensión 3 y 2, y a los OR que tomen energía de su sistema en los mismos nivel es de tensión.
Estos cargos serán facturados por el OR a cada comercializador o OR dentro de los cinco (5) días siguientes al mes de consumo.
Los Comercializadores y OR, deberá pagar los valores facturados por el Operador de Red dentro de los diez (10) días siguientes a la fecha en que conozca la respectiva factura emitida por el OR.
Estos plazos podrán ser modificados por acuerdo entre las partes.
CC1,j,m,a:	Cargo Máximo del Nivel de Tensión 1 del OR j, actualizado al mes m del año a.
CC1,i:	Cargo Máximo del Nivel de Tensión 1, aprobado por CREG para el OR j. Este valor estará referido a pesos colombianos de diciembre de 2001.
a:	Número del año a partir de aquel en el que se aprobó, al Operador de Red, los Cargos Máximo del Nivel de tensión 1. Por ejemplo, a es igual a uno para el año 2003, para aquellos OR que obtengan aprobación de Cargos Máximos para dicho año.
Los Cargos Máximos del Nivel de Tensión 1, serán liquidados y recaudados por el OR a cada uno los Comercializadores que atiendan Usuarios Finales conectados a su sistema y que no son propietarios de los respectivos Activos de Nivel de Tensión 1.
En el caso de que los Activos de Nivel de Tensión 1, no sean propiedad del OR, éste deberá reportar al Comercializador respectivo el listado de Usuarios Finales asociados a dichos Activos. El comercializador dejará de liquidar Cargo por Uso de Nivel de Tensión 1, a los usuarios respectivos, a partir del mes siguiente a la fecha de recepción de dicha información por parte del OR.
Cuando la propiedad de los Activos de Nivel de Tensión 1 sea compartida con el OR, éste deberá informar tal situación al comercializador quien liquidará, a partir del mes siguiente a la recepción de dicha información, el 50% del respectivo cargo Máximo del nivel 1 a los Usuarios Finales respectivos.
Estos Cargos, serán facturados por el OR a cada comercializador dentro de los cinco (5) días siguientes al mes de consumo.
Cada comercializador, deberá pagar los valores facturados por el Operador de Red, dentro de los diez (10) días siguientes a la fecha en que conozca la respectiva factura emitida por el OR.
4	CARGOS POR USO, POR NIVEL ES DE TENSIÓN, QUE SE UTILIZAN EN EL CÁLCULO DEL COSTO UNITARIO DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO
Nivel de Tensión 4
El Cargo por Uso del Nivel de Tensión 4 (Dt4,R), se determinará de conformidad con la siguiente expresión:
CM4,r:	Cargo Máximo del Nivel de Tensión 4, para la región R.
PR4:	Factor de pérdidas eficiente, reconocido para el Nivel de Tensión 4. Este valor se presenta en el Anexo No. 11 de la presente Resolución.
Nivel es de Tensión 3 y 2
Los Cargos Máximo de los nivel es de tensión 3 y 2 (Dtn,R), se determinarán de conformidad con la siguiente expresión:
CM4,r:	Cargo por Uso del Nivel de Tensión 4, para la región R.
PRn:	Factor de pérdidas acumuladas eficiente, reconocido para el Nivel de Tensión n. Este valor se presenta en el Anexo No. 11 de la presente Resolución.
Cuando n = 2, el Factor de Pérdidas del OR j, se determinará así:
Pu:	Perdidas eficientes reconocidas para el Nivel de Tensión 2 en zonas urbanas. Este valor se presenta en el Anexo No. 11 de la presente Resolución.
Pr:	Perdidas eficientes reconocidas para el Nivel de Tensión 2 en zonas rurales. Este valor se presenta en el Anexo No. 11 de la presente Resolución.
CDn:	Cargo Máximo del Nivel de Tensión n.
El Cargo por Uso del Nivel de Tensión 1, se determinará de conformidad con la siguiente expresión:
CDk,j:	Cargo Máximo del Nivel de Tensión k, del Operador de Red j.
CC1,j:	Cargo Máximo del Nivel de Tensión1. Corresponde al Cargo de Máximo del Nivel de Tensión 1 aprobado para el respectivo Operador de Red j. Cuando el Operador de Red no sea dueño de la totalidad del Activo de Conexión de Nivel de Tensión 1 al cual se conectan Usuarios Finales, CC1,j será igual a cero; si la propiedad es compartida entre transformador y red secundaria CC1,j será igual la mitad del Cargo de Máximo del respectivo Operador de Red.
PR1,j:	Factor de pérdidas acumuladas eficiente, reconocido para el Nivel de Tensión 1 del Operador de Red j. Este factor se determinará para el OR j de acuerdo con la siguiente expresión:
Pu:	Perdidas eficientes reconocidas para zonas urbanas. Este valor se presenta en el Anexo No. 11 de la presente Resolución.
Pr:	Perdidas eficientes reconocidas para zonas rurales. Este valor se presenta en el Anexo No. 11 de la presente Resolución.
VERIFICACIÓN SOBRE LOS ACTIVOS REPORTADOS POR LOS OPERADORES DE RED PARA DETERMINAR LOS CARGOS POR USO DE LOS STR O SDL DE NIVEL ES DE TENSIÓN 2, 3 Y 4
Cuando se encuentre alguna inconsistencia en la información reportada y el OR no soporte adecuadamente ante la CREG las razones por las cuales la información presenta imprecisiones, dentro del plazo establecido en el literal b, se considerará que la muestra presenta inconsistencias y por lo tanto la información reportada por la empresa para la aprobación de cargos por uso de STR o SDL será rechazada.
REPORTES DE FLUJOS DE ENERGÍA
Los Operadores de Red, conjuntamente con la solicitud de aprobación de que trata el Artículo 5º de la presente Resolución, deberán enviar a la Comisión los flujos de energía (kWh), correspondientes al año calendario inmediatamente anterior a la fecha de solicitud, que se presentan a continuación:
-	Flujo de energía desde el sistema de otro Operador de Red, asociado con una conexión entre los OR del nivel 4. Si el OR cuenta con varias conexiones de este tipo, deberá informar la energía asociada a cada una de ellas, al igual que el nombre del respectivo OR al que se conecta.
-	Flujo de energía hacia el sistema de otro Operador de Red, asociado con una conexión entre los OR del nivel 4. Si el OR cuenta con varias conexiones de este tipo, deberá informar la energía asociada a cada una de ellas, al igual que el nombre del respectivo OR al que se conecta.
-	Flujo de energía inyectado al sistema del OR por generadores conectados al nivel de tensión 4. Si el OR cuenta con varias conexiones de este tipo, deberá informar la energía asociada a cada una de ellas, al igual que el nombre de la respectiva planta de generación.
-	Flujo de energía asociado con ventas a usuarios finales del servicio conectados al sistema del OR en el nivel de tensión 4.
-	Flujo de energía desde el nivel de tensión 4.
-	Flujo de energía desde el sistema de otro Operador de Red, asociado con una conexión entre los OR del nivel 3. Si el OR cuenta con varias conexiones de este tipo, deberá informar la energía asociada a cada una de ellas, al igual que el nombre del respectivo OR al que se conecta.
-	Flujo de energía hacia el sistema de otro Operador de Red, asociado con una conexión entre los OR del nivel 3. Si el OR cuenta con varias conexiones de este tipo, deberá informar la energía asociada a cada una de ellas, al igual que el nombre del respectivo OR al que se conecta.
-	Flujo de energía inyectado al sistema del OR por generadores conectados al nivel de tensión 3. Si el OR cuenta con varias conexiones de este tipo, deberá informar la energía asociada a cada una de ellas, al igual que el nombre de la respectiva planta de generación.
-	Flujo de energía asociado con ventas a usuarios finales del servicio conectados al sistema del OR en el nivel de tensión 3.
-	Flujo de energía desde el nivel de tensión 3.
-	Flujo de energía desde el sistema de otro Operador de Red, asociado con una conexión entre los OR del nivel 2. Si el OR cuenta con varias conexiones de este tipo, deberá informar la energía asociada a cada una de ellas, al igual que el nombre del respectivo OR al que se conecta.
-	Flujo de energía hacia el sistema de otro Operador de Red, asociado con una conexión entre los OR del nivel 2. Si el OR cuenta con varias conexiones de este tipo, deberá informar la energía asociada a cada una de ellas, al igual que el nombre del respectivo OR al que se conecta.
-	Flujo de energía inyectado al sistema del OR por generadores conectados al nivel de tensión 2. Si el OR cuenta con varias conexiones de este tipo, deberá informar la energía asociada a cada una de ellas, al igual que el nombre de la respectiva planta de generación.
-	Flujo de energía asociado con ventas a usuarios finales del servicio conectados al sistema del OR en el nivel de tensión 2.
METODOLOGÍA PARA APLICAR CRITERIOS DE EFICIENCIA EN EL USO DE ACTIVOS DE LOS NIVEL ES DE TENSIÓN 4, 3, Y 2
1. CRITERIO DE EFICIENCIA PARA ACTIVOS DEL NIVEL DE TENSIÓN 4
Las demás líneas y activos eléctricos de este Nivel de Tensión, se reconocerán al costo de reposición a nuevo de las unidades constructivas, contenidos en esta resolución.
P2001 : Demanda máxima de potencia del tramo de línea, en MVA, para el año 2001
2. CRITERIO DE EFICIENCIA PARA ACTIVOS DEL NIVEL DE TENSIÓN 3
Para todos los OR que soliciten cargos por Uso del Nivel de Tensión 3, la Comisión utilizará el siguiente procedimiento para establecer el Costo Anual Máximo Admisible por unidad de energía a reconocer.
Con base en la información disponible en la Comisión, para el cálculo o para la aprobación de cargos, se establecerá una distribución estadística a partir de los Cargos Máximos de los OR en este Nivel de Tensión, calculados con base en la metodología contenida en el Anexo No. 1 de esta Resolución, la cual se normalizará utilizando técnicas como la transformación de Box – Cox.
Con la muestra normalizada, se establecerá el Cargo Máximo Eficiente a reconocer, CME3, considerando una probabilidad máxima de 65 % de que la tarifa resultante de cualquier OR sea inferior a este valor. Esto corresponde a:
CME3:	Cargo Máximo Máximo Eficiente por unidad de energía para el Nivel de Tensión 3 ($/kWh colombianos del mes de diciembre de 2001).
CMET3:	Costo Transformado Medio Máximo Eficiente que remuneraría la inversión en el Nivel de Tensión 3.
ND:	Número de desviaciones estándar. Para una probabilidad del 65% corresponde a 0,3853
CMTmedio:	Cargo Máximo Transformado Promedio resultante de la variable CDj,3 normalizada.
DET:	Desviación estándar de la muestra normalizada (transformada).
3. CRITERIO DE EFICIENCIA PARA ACTIVOS DEL NIVEL DE TENSIÓN 2
Para todos los OR que soliciten cargos por Uso del Nivel de Tensión 2, la Comisión utilizará el siguiente procedimiento para establecer el Costo Anual Máximo Admisible, para cada uno de los Costos Medios discriminados de acuerdo con la metodología de cálculo contenida en el Anexo No. 1 de esta Resolución, por unidad de energía.
Se elaborarán distribuciones estadísticas normalizadas para las variables CDUj,2, CDRj,2 y CDOj,2 , utilizando la información disponible en la Comisión al momento de establecer el criterio de eficiencia.
Para cada muestra normalizada, se establecerá el valor de la variable que produzca una probabilidad no mayor del 65 % de que la tarifa resultante sea inferior, lo cual corresponde a tomar los siguientes valores:
3.1. Para líneas Urbanas
CDUT2:	Costo Transformado Medio Máximo Eficiente que remuneraría la inversión en líneas urbanas independientes.
CDU*2:	Costo Medio Máximo Eficiente que remuneraría la inversión en líneas de distribución urbanas independientes. ($/kWh colombianos del mes de diciembre de 2001), luego de la transformación inversa.
CDUTmedio:	Costo Medio Transformado Promedio resultante de la variable CDUj normalizada.
DEUT:	Desviación estándar de la muestra normalizada (transformada).
3.2. Para líneas Rurales
CDRT2:	Costo Transformado Medio Máximo Eficiente que remuneraría la inversión en líneas de distribución rurales independientes.
CDR*2:	Costo Medio Máximo Eficiente que remuneraría la inversión en líneas de distribución rurales independientes. ($/kWh colombianos del mes de diciembre de 2001), luego de la transformación inversa.
CDRTmedio:	Costo Medio Transformado Promedio resultante de la variable CDRj normalizada.
DERT:	Desviación estándar de la muestra normalizada (transformada).
Para otros activos eléctricos
CDOT2:	Costo Transformado Medio Máximo Eficiente que remuneraría la inversión en otros activos diferentes de líneas de distribución del Nivel de Tensión 2.
CDO*2:	Costo Medio Máximo Eficiente que remuneraría la inversión de otros activos diferentes de líneas de distribución del Nivel de Tensión 2. ($/kWh colombianos del mes de diciembre de 2001), luego de la transformación inversa.
CDOTmedio:	Costo Medio Transformado Promedio resultante de la variable CDUj normalizada.
DEOT:	Desviación estándar de la muestra normalizada (transformada).
Para obtener las curvas de carga típicas por Nivel de Tensión, los OR deben determinar el uso que los usuarios hacen de los sistemas eléctricos en cada uno de los nivel es de tensión. La información requerida para elaborar estas curvas se puede obtener de las planillas de flujos horarios que se tengan registradas en las subestaciones. Para el caso del Nivel de Tensión 1, las curvas pueden realizarse por muestreo de carga en los transformadores de distribución. El método utilizado para elaborar este tipo de curvas es decisión de cada empresa, lo importante es que las curvas que finalmente obtengan, reflejen el uso real que los usuarios hacen de los sistemas eléctricos en cada Nivel de Tensión.
COSTOS DE CAPITAL EN ESQUEMAS REGULATORIOS POR PRECIO MÁXIMO (PRICE CAP) E INGRESO MÁXIMO (REVENUE CAP)
Cuando se invierte en un activo particular se consideran dos clases de riesgos: uno asociado específicamente con la firma y el otro con el mercado. Los inversionistas pueden eliminar el primero con técnicas de diversificación de portafolios. No obstante el segundo, más conocido como riesgo del sistema, no puede ser superado en la medida que es el riesgo normal que enfrentan todas las firmas por estar en un mismo mercado.
Los riesgos de mercado están asociados con los ciclos económicos. Una recesión afecta a todas las firmas de alguna manera. En el Capital Asset Price Model (CAPM) los betas cuantifican el grado de sensibilidad de la firma a estos riesgos sistemáticos o de mercado. Un mayor beta significa mayor sensibilidad de la firma a este tipo de riesgo.
Dependiendo de la estructura regulatoria, las firmas enfrentan mayores o menores riesgos de mercado y consecuentemente diferentes costos de capital. En general, hay consenso que los sistemas puros por precio máximo1 Existen también price caps con costos pass through implican mayores riesgos de mercado, que otros como por tasa de retorno y por ingreso máximo2 Regulatory Structure and Risk and Infrastructure Firms, an International Comparison. Ian Alexander, Colin Mayer and Helen Weeds. The World Bank, Private Sector Development Department, December 1996. La razón principal es que en estos esquemas todo el riesgo de fluctuaciones en costos y en demanda es asumido por la firma3 Una manera usual de notar este esquema regulatorio es así: RPI – X en donde el primer factor es un índice de inflación para actualizar los precios y el segundo factor es una productividad periódica que se traslada al usuario..
Los efectos de los diferentes esquemas regulatorios en los niveles de riesgo que enfrenta la firma, pueden ser ilustrados a partir de la siguiente fórmula:
Q	=	Cantidades vendidas
PQ	=	Ingreso obtenido
Cx	=	Costos exógenos (no controlables)
Cn	=	Costos endógenos (controlables)
Regulación por precio máximo
En sistemas puros por precio máximo se establecen precios eficientes por períodos de tiempo prolongados, usualmente de cinco años. En estos esquemas, la firma tiene un incentivo a mejorar eficiencia (reducir costos) para obtener mayores ganancias.
En los sistemas de price cap, en razón a que los precios no se ajustan automáticamente, la exposición al riesgo es mayor y el retorno que esperan los inversionistas es consecuentemente mayor. La firma asume todo el riesgo de fluctuaciones en costos y en demanda.
Regulación por ingreso máximo
Los sistemas por ingreso máximo limitan el ingreso de la firma a través de ajustes periódicos en el nivel de precios.
Los riesgos de mercado que enfrentan las firmas en este tipo de regulación son menores que los que se evidencian en sistemas de precio máximo, porque los precios son ajustados para mantener el ingreso de la firma. En otras palabras, se eliminan las fluctuaciones de demanda.
AJUSTE DEL BETA RESOLUCIÓN CREG-013 DE 2002
Las estimaciones obtenidas del valor de Beta se refieren al mercado de los Estados Unidos. La utilización de un Beta internacional, reapalancado según la estructura de capital local, representa una medida adecuada del riesgo inherente en la industria para mercados emergentes (Copeland, 1995).
La diferencia principal con respecto a la referencia utilizada radica en el tipo de regulación a la que están expuestas las empresas consideradas, que es predominantemente regulación por tasa de retorno en Estados Unidos. En consecuencia, para el cálculo se realiza un ajuste por diferencias en el tipo de regulación como se explica a continuación.
En la fuente seleccionada, se han tomado los valores de Beta desapalancados correspondiente a empresas pequeñas para distribución de energía eléctrica (SIC 491) y gas natural (SIC 4924) respectivamente (Ibbotson, 2001)4 Valores reportados a Junio de 2001., los cuales se ajustan de acuerdo con los siguientes criterios:
·	En distribución de energía eléctrica se prevé una remuneración por ingreso máximo (revenue cap) para activos en niveles superiores de tensión, en este caso no se realiza ajuste alguno ya que este tipo de regulación define un perfil de riesgo inclusive menor a aquel asociado con una regulación por tasa de retorno.
·	Para el ajuste correspondiente a los activos que serán remunerados por precio máximo (price cap) se han considerado las diferencias entre tipos de regulación dentro de un mismo sector y en un mismo país. Específicamente un ajuste igual a 0.2, diferencia encontrada en un estudio para empresas de telecomunicaciones en Estados Unidos (Visintini, 1998). Para regulación por precio máximo se ajusta entonces el valor del Beta sumando 0.2 al valor desapalancado Como se menciona anteriormente, regulaciones por precios máximos transfieren riesgos de demanda y de cambios bruscos en costos a las firmas. Consecuentemente los inversionistas esperan un mayor retorno en la inversión..
Debe considerarse que las industrias con tarifas reguladas, como es el caso de los Servicios Públicos o Utilities, tienen un riesgo más bajo que el promedio del mercado y por tanto valores de Beta inferiores a 1.0, debido a que no están expuestas a variaciones en el nivel de precios (Alexander, 1996). Una vez se efectúa el ajuste del Beta, la prima por riesgo del negocio se calcula utilizando las fórmulas (9) y (7).
En la Resolución CREG-013 de 2002, la tasa de retorno en términos reales antes de impuestos para la actividad de energía eléctrica en el próximo período tarifario es 16.06%
Con la misma metodología, usando los mismos parámetros y sin el ajuste del beta en 0.2, la tasa de retorno en términos reales antes de impuestos para la actividad de energía eléctrica correspondiente a una regulación por ingreso máximo (revenue cap) es 14.06%.
El siguiente cuadro muestra la estimación de la tasa para ambos casos:
ANEXO No 11
PERDIDAS RECONOCIDAS POR NIVEL DE TENSIÓN
A continuación se presentan los factores de pérdidas que se reconocen para cada nivel de tensión, al igual que los factores de pérdidas acumuladas que se reconocen desde los puntos de conexión al STN y hasta cada nivel de tensión.
Nivel de Tensión 1 - Zona Urbana
Técnicas Acumuladas
Nivel de Tensión 1 – Zona Rural
En el año 0, corresponde al año 2003.
Para la estimación del factor X de productividad en las actividades de distribución y comercialización de energía eléctrica y gas combustible por red, la Comisión contrató a la Universidad EAFIT. El estudio ya ha sido culminado y está disponible en la página de internet de la Comisión (circular CREG 039 de 2002).
A continuación se resume la aproximación metodológica usada por el consultor, y se presenta los resultados del estudio, junto con las recomendaciones en la actividad particular de distribución de energía eléctrica.
En la literatura económica se encuentran diferentes aproximaciones metodológicas para hacer análisis de productividad. Esta la metodología derivada de Solow y su medida de la productividad, la tradición de los números índices, el “data envelopment análisis” (DEA); y las fronteras estocásticas.
EAFIT, partiendo de las dos primeras metodologías, construyó un modelo de productividad general para la economía colombiana, en el período 1992 – 1999, en el que se estima una medida de la productividad (mediante índices de Torkvist) y variables relacionadas con el proceso productivo, con la dinámica del sector, y con la exposición a la competencia. Una vez construido el modelo, éste se aplicó – con información de 2000 – a las actividades de distribución y comercialización de energía eléctrica y gas combustible por red.
Para verificar la consistencia de los resultados obtenidos en el modelo de productividad, el consultor realizó dos ejercicios adicionales. En el primero, a partir del análisis DEA calculó un índice de productividad de Malmquist, y en el segundo, estimó un modelo de fronteras estocásticas.
La hipótesis básica en el modelo de productividad fue la siguiente: las presiones competitivas y el afán de obtener ganancias por parte de las empresas, lleva a éstas a desarrollar incesantemente su potencial de crecimiento de la productividad. Ello se refleja en reducciones de costo que, o bien se transmiten al precio (cuando el entorno competitivo así lo determina), o bien permiten un incremento en el margen de ganancia (cuando existen barreras de entrada a nuevos competidores, y limitaciones a la competencia).
El potencial de crecimiento de la productividad depende, por su parte, de las características técnicas del proceso productivo (intensidad factorial, por ejemplo); de la dinámica del sector (su crecimiento relativo); y de las condiciones de competencia imperantes en el sector (concentración del sector, exposición de la competencia externa, etc).
La forma general del modelo es:
YYPIB:	Diferencial del crecimiento del sector respecto al crecimiento del PIB.
MK:	Relación insumos intermedios – capital del sector.
NK:	Relación mano de obra – capital del sector.
CPI:	Índice de penetración de las importaciones, en el sector.
La aplicación del modelo arrojó un rango de productividades para los sectores analizados. En el caso de distribución de energía eléctrica el rango de productividades encontrados fue 0.85% y 1.87%. Como lo establece la Ley 142 de 1994, este porcentaje debe ser repartido entre la empresa y el consumidor. El factor X consecuentemente estaría entre 0.42% y 0.93%.
Ahora bien, la aplicación de los dos ejercicios adicionales en la distribución de energía eléctrica mostró cambios de productividad bajos e incluso negativos. Con el análisis DEA y los Índices de Malmquist para un total de 8 empresas, se encontró en el período 1997 – 2001 una variación en la productividad total de –2.1%6 Cabe decir, que no es posible concluir a partir de una muestra que no es representativa de la industria, que en el período analizado la productividad del sector fuera negativa. No obstante, dicho resultado es considerado en la escogencia del factor X. Sin embargo, el mismo análisis para 23 empresas del sector para el período 2000 – 2001 mostró una productividad total de 1.4% .
La estimación de las productividades para el período 1997 – 2001 usando la aproximación de fronteras estocásticas mostró un incremento en la productividad de 0.7%.
En razón a que los ejercicios para verificar la consistencia de los resultados en el modelo de productividad estimado, muestran resultados diferentes y no concluyentes, se recomienda escoger como factor de productividad el rango bajo encontrado.
En estos términos el factor de productividad sería 0.85% y el factor X 0.42%.
PROPORCIÓN ENTRE EL NÚMERO DE HABITANTES RURALES SEGÚN LA CLASIFICACIÓN DEL DANE Y EL NÚMERO TOTAL DE HABITANTES EN LOS MUNICIPIOS SERVIDOS POR EL SISTEMA DEL OR