Source: http://legal.legis.com.co/document.legis/resolucion-30-de-febrero-26-de-2018?documento=legcol&contexto=legcol_23a8589afdd2452ca7b623461d752859&vista=STD-PC
Timestamp: 2018-10-19 15:56:02
Document Index: 320408678

Matched Legal Cases: ['artículo 5', 'artículo 5', 'artículo 6', 'artículo 8', 'artículo 0', 'artículo 5', 'artículo 0', 'artículo 0', 'artículo 13', 'artículo 23', 'artículo 13', 'artículo 23', 'artículo 4', 'artículo 45', 'artículo 45', 'artículo 17', 'artículo 17', 'artículo 6', 'artículo 6', 'artículo 6', 'artículo 6']

﻿ RESOLUCIÓN 30 DE FEBRERO 26 DE 2018
RESOLUCIÓN 30 DE 26 DE FEBRERO DE 2018
CONTENIDO:COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS. RESOLUCIONES 70 DE 1998 Y 119 DE 2007. REGULA ASPECTOS OPERATIVOS Y COMERCIALES PARA PERMITIR LA INTEGRACIÓN DE LA AUTOGENERACIÓN ENERGÍA ELÉCTRICA A PEQUEÑA ESCALA Y DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA AL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL, SIN.
TEMAS ESPECÍFICOS:ENERGÍA ELÉCTRICA, SERVICIO PÚBLICO DE ENERGÍA ELÉCTRICA, REGULACIÓN DEL SERVICIO PÚBLICO DE ENERGÍA ELÉCTRICA, COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS, VENTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA, EMPRESA DE ENERGÍA ELÉCTRICA, UTILIZACIÓN DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA, MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA, GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA, DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA, INTERVINIENTES EN EL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA, SISTEMAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA, SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL, PLANTAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA
La Ley 1715 de 2014, le confirió a la CREG la facultad de definir las normas, para la remuneración de los excedentes que generen autogeneradores de pequeña escala, que utilicen Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER), los cuales se reconocerán mediante un esquema bidireccional como créditos de energía.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión número 838 del 5 de febrero de 2018, aprobó el contenido del proyecto de resolución para ser enviado a la SIC.
La SIC mediante concepto de 22 de febrero de 2018 con Radicado 1867771430 y Radicado CREG E-2018-001599 analizó el proyecto enviado, formulando una recomendación la cual se incorporó en el articulado.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión número 842 del 26 de febrero de 2018, acordó aprobar la presente resolución.
ART. 1º—Objeto. Mediante esta resolución se regulan aspectos operativos y comerciales para permitir la integración de la autogeneración a pequeña escala y de la generación distribuida al Sistema Interconectado Nacional, SIN.
ART. 2º—Ámbito de aplicación. Esta resolución aplica a los autogeneradores a pequeña escala y generadores distribuidos conectados al SIN, a los comercializadores que los atienden, a los operadores de red y transmisores nacionales. También aplica a las conexiones de los autogeneradores a gran escala mayores a 1 MW y menores o iguales 5 MW. Esta resolución no aplica para sistemas de suministro de energía de emergencia, existentes o nuevos.
ART. 3º—Autogeneración. Aquella actividad realizada por personas naturales o jurídicas que producen energía eléctrica principalmente, para atender sus propias necesidades.
ART. 4º—Integración de los generadores distribuidos y autogeneración de pequeña escala al SIN. Cuando la cantidad de energía anual exportada por GD y AGPE supere el 4% de la demanda comercial nacional del año anterior, la CREG revisará y podrá modificar las condiciones de conexión y remuneración de las exportaciones de energía que se establecen en esta resolución.
ART. 5º—Estándares técnicos de disponibilidad del sistema en el nivel de tensión 1. Con anterioridad a efectuar una solicitud de conexión de un GD o un AGPE a un sistema de distribución local en el nivel de tensión 1, el solicitante deberá verificar, en la página web del OR, que la red a la cual desea conectarse tenga disponibilidad para ello y cumpla con los siguientes parámetros:
a) La sumatoria de la potencia instalada de los GD o AGPE que entregan energía a la red debe ser igual o menor al 15% de la capacidad nominal del circuito, transformador o subestación donde se solicita el punto de conexión. La capacidad nominal de una red está determinada por la capacidad del transformador.
b) La cantidad de energía en una hora que pueden entregar los GD o AGPE que entregan energía a la red, cuyo sistema de producción de energía sea distinto al compuesto por fotovoltaico sin capacidad de almacenamiento, conectados al mismo circuito o transformador del nivel de tensión 1, no debe superar el 50% de promedio anual de las horas de mínima demanda diaria de energía registradas para el año anterior al de solicitud de conexión.
c) La cantidad de energía en una hora que pueden entregar los GD o AGPE que entregan energía a la red, cuyo sistema de producción de energía sea el compuesto por fotovoltaico sin capacidad de almacenamiento, conectados al mismo circuito o transformador del nivel de tensión 1, no debe superar el 50% de promedio anual de las horas de mínima demanda diaria de energía registradas para el año anterior al de solicitud de conexión en la franja horaria comprendida entre 6 a. m. y 6 p. m.
PAR.—Los AGPE que no entregan energía a la red no serán sujetos de la aplicación de los límites de que trata este artículo.
ART. 6º—Información de disponibilidad de red. Los OR deben disponer de información suficiente para que un potencial AGPE o GD pueda conocer el estado de la red según las características requeridas en el artículo 5º y proceder a la solicitud de conexión al sistema.
a) Ubicación georreferenciada, según lo descrito en la resolución de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios 20102400008055 de 2010 o aquella que la modifique o sustituya.
b) Voltaje nominal de la subestación, transformador o red de baja tensión del punto de conexión del usuario.
c) Capacidad nominal de la subestación, transformador o red de baja tensión al que pertenezca el punto de conexión del usuario.
d) Sumatoria de la capacidad nominal de AGPE o GD instalada en el mismo circuito o transformador, clasificada en colores en función de la capacidad nominal del circuito o transformador, así:
• Color verde cuando la relación sea igual o inferior al 9%.
• Color amarillo cuando la relación se encuentre en el rango entre 9% y 12% incluido.
• Color naranja cuando la relación se encuentre en el rango entre 12% y 15% incluido.
• Color rojo cuando la relación sea superior a 15%.
e) Sumatoria de la cantidad de energía que pueden entregar los AGPE o GD conectados al mismo circuito o transformador, clasificada en colores en función de la cantidad mínima de energía horaria acorde con lo establecido en los literales b) o c) del artículo 5º, así:
ART. 7º—Condición para conectarse como AGPE o GD. Cualquier usuario que se encuentre conectado a la red y que quiera convertirse en un AGPE lo podrá hacer una vez cumpla con los requisitos establecidos en la presente resolución y se verifique la disponibilidad técnica del sistema al cual se va a conectar según los estándares definidos en el artículo 6º. También aplica para nuevos usuarios y generadores distribuidos.
PAR.—Todos los AGPE y GD existentes al momento de expedición de esta resolución tienen la obligación de entregar la información que corresponda al OR que se conecten, de acuerdo con su capacidad nominal, dentro de los dos meses siguientes al de la fecha de disponibilidad del formato que defina el OR para tal fin. El OR debe diseñar y publicar este formato en su página web durante el mes siguiente a la entrada en vigencia de la presente resolución.
ART. 8º—Sistema de información para trámite en línea. Los OR deben disponer de un sistema de información computacional para que un potencial AGPE o GD pueda adelantar todo el trámite de conexión, pueda recibir notificaciones y requerimientos por medios electrónicos y pueda conocer el estado de su trámite en todo momento a través de la página web.
ART. 9º—Formatos de solicitud de conexión simplificada y estudios de conexión simplificados estándar. En el mes siguiente al de publicación de la presente resolución en el Diario Oficial, el OR diseñará los formatos y el contenido de los estudios de conexión simplificados para los AGPE y GD de que trata esta resolución. Los OR deberán enviar al CNO, a la SSPD y a la CREG los formularios elaborados en el término previsto.
La CREG publicará el formato y el contenido estándar de los estudios de conexión simplificados, los cuales deben ser integrados por parte del OR en el sistema de información de que trata el artículo 8º. Hasta que sean publicados, la documentación para la solicitud de conexión será la que cada OR determine en el momento de expedición de la presente resolución para este tipo de conexión y, de cualquier forma, continuará el procedimiento y plazos que apliquen descritos en los artículos 10, 11 y 12.
ART. 10.—Procedimiento simplificado de conexión al STR o SDL del AGPE con potencia instalada menor o igual a 0,1 MW y GD. Posterior a la revisión de disponibilidad de red que el potencial AGPE o GD efectúe con base en lo establecido en el artículo 0º, el procedimiento simplificado de conexión tiene las siguientes etapas:
a) Diligenciamiento de la información del formulario de solicitud de conexión simplificada en la página web del OR.
En caso de que la solicitud sea rechazada, el OR deberá justificar técnicamente la causa de la negación de la conexión, especificando el fundamento normativo o técnico que lo soporte, los parámetros verificables de indisponibilidad de red o de los requisitos incumplidos y se deberá recomendar con precisión los requisitos que deben ser cumplidos para poder otorgar la conexión o, en caso que el rechazo se deba a indisponibilidad de la red por incumplimiento a los parámetros descritos en el artículo 5º, detallar las obras requeridas para hacer posible la conexión.
c) Posterior a la aprobación de la conexión, el OR dispondrá de dos (2) días hábiles anteriores a la fecha prevista para la entrada en operación informada por el usuario, para verificar los parámetros declarados y efectuar las pruebas requeridas. El OR deberá informar la fecha de la visita con una antelación de dos (2) días hábiles. En caso que se requieran ajustes, el OR deberá detallar los requerimientos y programará una nueva visita de pruebas dentro de los siete (7) días hábiles siguientes al de la primera visita. Si el resultado de la segunda visita no es satisfactorio, el OR detallará la razón por la cual no es posible efectuar la conexión y podrá programar visitas adicionales a costo del usuario. El OR en su página web, publicará el valor eficiente de cada visita adicional.
d) Luego de la verificación de parámetros y efectuadas las pruebas pertinentes, el OR dispondrá de dos (2) días hábiles para efectuar la conexión. No obstante, la conexión puede efectuarse en la misma oportunidad del literal 0 de este proceso. Las disposiciones de este literal podrán ser efectivas siempre y cuando el evento programado de la conexión no afecte a otros usuarios del SDL o STR, en cuyo caso el OR dispondrá del periodo adicional mencionado en el numeral 5.5.3.2 del anexo general de la Resolución CREG 070 de 1998 o aquella que la modifique o sustituya, para tal efecto.
e) El OR podrá verificar las condiciones de conexión en cualquier momento con posterioridad a la fecha de su entrada en operación. En caso de que al momento de la visita no se cumpla alguna de las características contenidas en la solicitud de conexión o que se incumpla la regulación de calidad de la potencia expedida por la comisión, el OR procederá a deshabilitar la conexión del AGPE o GD hasta que sea subsanada la anomalía encontrada. De llegarse a encontrar diferencias entre las características pactadas en el formulario de solicitud de conexión aprobado por el OR o el contrato de conexión simplificado y las reales, los costos producidos por la visita serán cubiertos por el AGPE o GD.
ART. 11.—Procedimiento simplificado para la conexión al STR o SDL del AGPE con potencia instalada mayor a 0,1 MW y menor o igual a 1 MW. Las condiciones para la conexión del AGPE al STR o SDL y cuya potencia instalada sea mayor a 0,1 MW y menor o igual a 1 MW, son:
a) Estudio de conexión simplificado. El AGPE debe elaborar un estudio de conexión simplificado con el formato que sea publicado por la CREG. Mientras el formato no sea publicado, el estudio debe contener el análisis solicitado por el OR sin exceder los requisitos establecidos en la Resolución CREG 070 de 1998.
El estudio podrá ser elaborado por el interesado o por el OR a solicitud de aquel. En el caso de que el interesado haya realizado por su cuenta el estudio de conexión simplificado, el OR revisará dicho estudio adecuándolo, si es necesario, para que cumpla con los criterios establecidos en la normatividad aplicable. De cualquier forma, los estudios de conexión y la coordinación de protecciones eléctricas son responsabilidad del AGPE que se conecta.
b) Diligenciamiento de la información del formulario de solicitud en la página web del OR y presentación del estudio de conexión simplificado.
c) Respuesta del OR a la solicitud. El OR tendrá siete (7) días hábiles contados a partir del día siguiente al de recibo de la solicitud en la página web para emitir concepto sobre la viabilidad de la conexión.
e) Si el AGPE desiste de la ejecución de su proyecto de conexión al OR o el proyecto no entra en operación en la fecha establecida en el contrato de conexión con por lo menos el 90% de la potencia instalada de autogeneración, se liberará la capacidad de transporte no empleada.
f) Antes de efectuar la conexión del AGPE al sistema deben efectuarse las pruebas pertinentes a fin de asegurar el correcto funcionamiento de todos los dispositivos. En caso de encontrar deficiencias en su operación, el OR no podrá conectar al AGPE hasta tanto sea subsanada la falla. El OR deberá coordinar con el AGPE el plan de pruebas a realizar e informar con por lo menos 48 horas de antelación la fecha prevista para su realización.
g) El OR podrá verificar las condiciones de conexión en cualquier momento. En caso de que durante la visita se encuentren incumplimientos en alguna de las características contenidas en el contrato de conexión o que el autogenerador incumpla alguna de las normas de calidad de la potencia, el OR procederá a deshabilitar la conexión del AGPE hasta que sea subsanada la anomalía encontrada. De llegarse a encontrar diferencias entre las características pactadas en el contrato de conexión y las reales, los costos producidos por la visita serán cubiertos por el AGPE.
PAR. 1º—El procedimiento de conexión que debe seguirse para los autogeneradores a gran escala con capacidades entre 1 MW a 5 MW corresponde al indicado en este artículo.
PAR. 2º—En caso que se deba seguir este procedimiento para la conexión de AGPE o GD menores a 0,1 MW, se deberá diferenciar el contenido de los estudios de conexión a aplicar considerando el tamaño y su efecto sobre la red.
ART. 12.—Conexión al STR o SDL de AGPE y GD en caso de incumplimiento de los estándares técnicos de disponibilidad del sistema. En los casos que se haya identificado que no se cumplen los estándares establecidos en el artículo 0º se deberá seguir el procedimiento establecido en el artículo 0, diferenciando las condiciones a solicitar según el tamaño del potencial AGPE o DG.
ART. 13.—Sistema de medición para AGPE y GD.
a) AGPE que entrega excedentes: debe cumplir con los requisitos establecidos para las fronteras de generación en el código de medida, a excepción de las siguientes obligaciones: i) contar con el medidor de respaldo de que trata el artículo 13 de la Resolución CREG 038 de 2014, ii) la verificación inicial por parte de la firma de verificación de que trata el artículo 23 de la Resolución CREG 038 de 2014 y iii) el reporte de las lecturas de la frontera comercial al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC, cuando se vende la energía al comercializador integrado con el OR al cual se conecta.
b) GD: Los generadores distribuidos deben cumplir con los requisitos establecidos para las fronteras de generación en el Código de Medida, incluidas la obligación de contar con el medidor de respaldo de que trata el artículo 13 y la de la verificación inicial por parte de la firma de verificación de que trata el artículo 23 de la Resolución CREG 038 de 2014 o aquella que la modifique o sustituya.
ART. 14.—Fronteras comerciales. El comercializador que represente al AGPE deberá cumplir con lo establecido en la Resolución CREG 157 de 2011 y demás normas que la modifiquen o sustituyan, para registrar su frontera de comercialización y su frontera de generación en las condiciones del artículo 4º de la mencionada resolución.
ART. 15.—Alternativas de comercialización de la GD. Los GD podrán comercializar su exportación de acuerdo con las siguientes alternativas:
1. Puede vender su generación de acuerdo a las reglas de comercialización establecidas en la Resolución CREG 086 de 1996 o aquellas que la modifican, adicionan o derogan.
2. Puede vender directamente al comercializador integrado con el operador de red. En este caso, el comercializador está obligado a comprarle la energía al generador distribuido y el precio de venta de las exportaciones se calculará aplicando la siguiente expresión:
Beneficios = 0.5 X Pn,m – 1,i,j
Beneficios: Monto reconocido por los beneficios a los que contribuye la generación distribuida en la red de distribución SDL al cual esté conectada, debido a su ubicación cercana a los centros de consumo.
ART. 16.—Alternativas de entrega de los excedentes de AGPE. Los AGPE podrán entregar sus excedentes de acuerdo con las siguientes alternativas:
1. Si es un AGPE que no utiliza FNCER.
a) A un comercializador que atiende mercado regulado, directamente sin convocatoria pública, siempre y cuando no exista relación de control entre el comprador y el vendedor, entendido este en los términos del numeral 4º del artículo 45 del Decreto 2153 de 1992. En este caso, el precio de venta será única y exclusivamente el precio en la bolsa de energía en cada una de las horas correspondientes.
b) A generadores o comercializadores que destinen dicha energía a la atención exclusiva de usuarios no regulados. En este caso, el precio de venta es pactado libremente.
c) Al comercializador integrado con el OR, quien está obligado a recibir los excedentes ofrecidos. En este caso, el precio de venta es el precio horario en la bolsa de energía.
2. Si es un AGPE que utiliza FNCER.
a) A un comercializador que atiende mercado regulado, directamente sin convocatoria pública, siempre y cuando no exista relación de control entre el comprador y el vendedor, entendido este en los términos del numeral 4º del artículo 45 del Decreto 2153 de 1992. En este caso, el precio máximo de venta es el precio definido en el artículo 17 de esta resolución.
c) Al comercializador integrado con el OR, quien está obligado a recibir los excedentes ofrecidos. En este caso, el precio de venta es el precio definido en el artículo 17 de esta resolución.
PAR. 1º—En los días en que exista periodo crítico se entiende que el precio de bolsa de energía aplicable es el precio de escasez ponderado de ese día según se define en la Resolución CREG 140 de 2017 o todas aquellas que la modifiquen o sustituyan.
PAR. 2º—El comercializador integrado con el OR debe informar al ASIC, en el formato que éste decida, las compras que realiza a los AGPE para efectos de incluirlos como parte de la energía de entrada para el cálculo de los cargos de transmisión y distribución de energía eléctrica.
PAR. 3º—El comercializador es responsable de adecuar los contratos de condiciones uniformes de sus usuarios regulados a quienes compra excedentes, para reflejar sus obligaciones con el usuario respecto de esas compras.
ART. 17.—Reconocimiento de excedentes de AGPE que utiliza FNCER. Al cierre de cada periodo de facturación, los excedentes se reconocerán como créditos de energía al AGPE que utiliza FNCER de acuerdo con las siguientes reglas:
1. Para AGPE con capacidad instalada menor o igual a 0,1 MW:
a) Los excedentes que sean menores o iguales a su importación serán permutados por su importación de energía eléctrica de la red en el periodo de facturación. Por estos excedentes, el comercializador cobrará al AGPE por cada kWh el costo de comercialización que corresponde al componente Cvm,i,j, de la Resolución 119 de 2007 o aquella que la modifique o sustituya.
b) Los excedentes que sobrepasen su importación de energía eléctrica de la red en el periodo de facturación, se liquidarán al precio horario de bolsa de energía correspondiente.
2. Para AGPE con capacidad mayor a 0,1 MW:
Por estos excedentes, el comercializador cobrará al AGPE por cada kWh el costo de comercialización el cual corresponde a la variable Cvm,i,j y el servicio del sistema como la suma de las variables Tm, Dn,m, PRn,m,i,j y Rm,i; en ambos casos definidos en la Resolución 119 de 2007 o aquella que la modifique o sustituya. En el caso de usuarios no regulados, estas variables corresponden a las pactadas entre las partes.
Los excedentes que sobrepasen su importación de energía eléctrica de la red en el periodo de facturación, se liquidarán al precio horario de bolsa de energía correspondiente.
PAR.—En los días en que exista periodo crítico se entiende que el precio de bolsa de energía aplicable es el precio de escasez ponderado de ese día según se define en la Resolución CREG 071 de 2006.
ART. 18.—Información al usuario AGPE por la entrega de excedentes. El comercializador que recibe energía de un AGPE es el responsable de la liquidación y la facturación, incorporando información detallada de consumos, exportaciones, cobros, entre otros, según corresponda de acuerdo con los lineamientos de este artículo.
Exp1i,j,n,f-1:Sumatoria de la exportación de energía del AGPE durante cada hora del periodo f-1, en kWh. Este variable puede tomar valores entre cero (0) y Impi,j,n,f-1
Impi,j,n,f-1: Sumatoria de la importación de energía del AGPE durante cada hora del periodo f- 1, en kWh.
Exp2h,i,j,n,f-1: Exportación horaria de energía del AGPE durante cada hora del periodo f-1, en kWh que supera Impi,j,n,f-1.
ExpTh,i,j,n,f-1: Exportación horaria de energía del AGPE durante cada hora del periodo f-1, en kWh. La suma sobre todas las horas del periodo de facturación f-1, ExpTi,j,n,f-1, es igual a Exp1i,j,n,f-1 + Exp2i,j,n,f-1
ART. 19.—Disposición transitoria de traslado del costo de compras de AGPE y GD. En forma transitoria mientras se adoptan las disposiciones definitivas sobre traslado de las compras de energía en la tarifa del usuario final en el componente G del CU, se adiciona un componente transitorio al artículo 6º de la Resolución CREG 119 de 2007, de conformidad con el anexo 2 de la presente resolución.
ART. 20.—Información de usuarios AGPE y GD en el sistema. Los TN y los OR deben enviar a la UPME y a la CREG, durante los primeros 15 días de cada año, un informe de los AGPE y GD conectados a sus respectivos sistemas, con las principales características de cada uno de ellos, potencia instalada y declarada, tipo de tecnología utilizada, ubicación geográfica y nivel de tensión, la energía mensual de excedentes entregada a la red, cantidad de solicitudes de conexión simplificadas recibidas, cantidad de solicitudes rechazadas, sistema de medición utilizado, tiempo de ejecución de estudio y de conexión, entre otros, según el formato que para tal efecto establezca la UPME.
ART. 21.—Obligación de información de usuarios autogeneradores a pequeña escala. Los AGPE tienen la obligación de reportar la capacidad instalada de su planta de autogeneración. Esta capacidad debe corresponder a toda la capacidad instalada.
ART. 22.—Capacidad de generación y autogeneración a pequeña escala. La capacidad de una planta de generación o autogeneración no puede ser fraccionada para efectos de reportarlas como plantas independientes y aplicar los precios que se determinan en esta resolución para los AGPE y GD.
ART. 23.—Principios rectores en la interpretación y aplicación de las obligaciones por parte del OR. De conformidad con los principios de libertad de acceso, eficiencia, adaptabilidad y neutralidad contenidos en los artículos 3.9, 11.6 y 170 de la Ley 142 de 1994, así como en el artículo 6º de la Ley 143 de 1994, cada OR deberá cumplir con las siguientes obligaciones:
a) Abstenerse de solicitar requisitos distintos a los expresamente previstos en esta resolución.
b) Cumplir diligentemente con los plazos.
c) Suministrar información veraz, oportuna, confiable y de calidad. En consecuencia, no podrá negar o dilatar el acceso a la información. También deberá abstenerse de entregar información que no coincida con la realidad, incompleta, que induzca a error o no cumpla la finalidad para la cual le fue exigido suministrarla.
d) Otorgar el mismo tratamiento a todos los interesados. En consecuencia, no podrá favorecer a ningún interesado y deberá respetar la prelación y orden de llegada en los trámites previstos en esta resolución.
ART. 24.—Vigencia. La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial, modifica los numerales 4.4 y 4.5 del anexo general de la Resolución CREG 070 de 1998 en lo que corresponda a los AGPE y GD y modifica transitoriamente el artículo 6º de la Resolución CREG 119 de 2007 y deroga las demás normas que le sean contrarias.
Dada en Bogotá, D. C., a 26 de febrero de 2018.
PRTe3,j,t: Factor para referir las medidas de energía del nivel de tensión 3 del OR j al STN en el año t considerando únicamente pérdidas técnicas.
Pej,3,t: Índice de pérdidas reconocidas para el OR j en el nivel de tensión 3, en el año t según lo establecido en el numeral 7.1.1.2 de la Resolución CREG 015 de 2018.
P4,R,m,t: Factor de pérdidas ponderado del nivel de tensión 4, para los OR que hacen parte del STR R, en el mes m del año t, según lo establecido en el numeral 1.1.1 de la Resolución CREG 015 de 2018.
Fej,n-3: Flujo de energía anual entre el nivel de tensión n, n es STN o 4, y el nivel de tensión 3 del OR j (MWh-año).
Pj,STN-3: Pérdidas de transformación para referir las medidas de energía del nivel de tensión 3 al STN e iguales a 0,23%.
PRTe2,j,t: Factor para referir las medidas de energía del nivel de tensión 2 del OR j al STN en el año t considerando únicamente pérdidas técnicas.
Pj,2,t: Pérdidas a reconocer en el nivel de tensión 2 del OR j en el año t, según lo establecido en los numerales 7.1.2 y 7.1.3 de la Resolución CREG 015 de 2018.
Pej,2,t: Índice de pérdidas reconocidas para el OR j en el nivel de tensión 2, en el año t según lo establecido en el numeral 7.1.1.2 de la Resolución CREG 015 de 2018.
Fej,n-2: Flujo de energía anual entre el nivel de tensión n, n es STN, 4 o 3, y el nivel de tensión 2 del OR j, MWh-año.
Pj,n-2: Pérdidas de transformación para referir las medidas de energía del nivel de tensión 2 al STN o al nivel de tensión 4 (n es STN o 4) del mismo OR e iguales a 0,23 %.
PRTe1,j,t: Factor para referir las medidas de energía del nivel de tensión 1 del OR j al STN en el año t considerando únicamente pérdidas técnicas.
PTj,1: Índice de pérdidas técnicas del OR j del nivel de tensión 1 según la tabla 6.2 del documento “Cálculo de pérdidas técnicas en el nivel de tensión 1” de la Circular CREG 052 de 2010 o las definidas en las resoluciones particulares con base en la metodología de la Resolución CREG 015 de 2018.
PR3,j,t: Factor para referir las medidas de energía del nivel de tensión 3 del OR j al STN en el año t.
PR2,j,t: Factor para referir las medidas de energía del nivel de tensión 2 del OR j al STN en el año t.
Fej,n-1: Flujo de energía anual entre el nivel de tensión n, n es 3 o 2, y el nivel de tensión 1 del OR j (MWh-año).
Transitoriamente, mientras se adoptan las disposiciones definitivas sobre traslado de las compras de energía en la tarifa del usuario final en el componente G del CU, el componente Gm,i,j de la fórmula tarifaria establecida en el artículo 6º de la Resolución CREG 119 de 2007, se calculará de la siguiente manera:
αi,j: Valor de α del comercializador minorista i en el mercado de comercialización j para el mes de enero de 2007, calculado conforme la metodología de la Resolución CREG 031 de 1997.
Qagdm-1,i: Suma de compras de AGPE y GD del comercializador i en el mes m - 1.
G_transitoriom,i,j: Costo de compra de energía a AGPE y GD por parte del comercializador i en el mes m, para el mercado de comercialización j.
QGDm-1,i Fracción de la demanda comercial del comercializador minorista i atendida mediante compras de generación distribuida con destino al mercado regulado 20 y la demanda comercial regulada del comercializador minorista, en el mes m-1.
k: k igual a 1 para AGPE que utilizan FNCER con capacidad instalada menor o igual a 0.1 MW. k igual a 2 para AGPE que utilizan FNCER con capacidad instalada mayor a 0.1 MW.
PAR. 2º—En el caso que para el mes de cálculo la demanda contratada mediante contratos bilaterales por un comercializador minorista para atender al mercado regulado sea mayor que la demanda comercial regulada, el valor de Pcm-1,i se determinará como el promedio ponderado del precio de cada uno de los contratos bilaterales por la cantidad contratada, multiplicado por un factor equivalente al cociente entre la demanda comercial regulada y la demanda contratada mediante contratos bilaterales.