Comisión de Regulación de Energía y Gas

RESOLUCIÓN 178 DE 2014 

(Diciembre 23)

“Por la cual se ordena hacer público un proyecto de resolución que pretende adoptar la CREG con el fin de establecer la metodología para la remuneración de la actividad de transmisión de energía eléctrica en el sistema de transmisión nacional”.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas,

en ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por las leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los decretos 1524, 2253 de 1994 y 2696 de 2004,

CONSIDERANDO QUE:

Mediante la Resolución CREG 042 de 2013, la comisión puso en conocimiento de las entidades prestadoras del servicio público domiciliario de energía eléctrica, los usuarios y demás interesados las bases sobre las cuales la comisión efectuará el estudio para determinar los principios generales, la metodología y fórmulas para el establecimiento de los cargos por uso que remunerarán la actividad de transmisión de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional durante el siguiente periodo tarifario. Lo anterior en cumplimiento de lo previsto en los numerales 11.1 y 11.2 del artículo 11 del Decreto 2696 de 2004. La publicación se realizó en la página web de la CREG el 10 de mayo de 2013.

Los estudios que se adelantaron por parte de la CREG en los temas de metodologías de remuneración de la actividad de transmisión de energía y unidades constructivas, fueron publicados mediante las circulares CREG 034 y 038 de 2014, en cumplimiento de lo previsto en el numeral 11.3 del artículo 11 del Decreto 2696 de 2004.

Mediante las resoluciones CREG 083 y 112 de 2014 se publicó la propuesta para determinar las tasas de retorno a utilizar en la remuneración de la actividad de transmisión de energía eléctrica.

Los propósitos y lineamientos para la remuneración de la actividad de transmisión de energía eléctrica para el periodo tarifario 2015-2019 se hicieron públicos con la expedición de la Resolución CREG 078 de 2014, publicada en la página web de la comisión el 12 de junio de 2014.

Conforme a lo dispuesto por el numeral 11.4 del artículo 11 del Decreto 2696 de 2004 que establece: “tres (3) meses antes de la fecha prevista para que inicie el periodo de vigencia de las fórmulas tarifarias, se deberán hacer públicos en la página web de la comisión correspondiente los proyectos de metodologías y de fórmulas, los estudios respectivos y los textos de los proyectos de resoluciones” se procede a hacer la respectiva publicación.

En el documento CREG 098 del 23 de diciembre de 2014 se presentan los diferentes análisis realizados por la comisión para la definición de la metodología propuesta.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su Sesión número 635 del 23 de diciembre de 2014, acordó expedir esta resolución,

RESUELVE:

ART. 1º—Objeto. Hágase público el proyecto de resolución, “por la cual se establece la metodología para la remuneración de la actividad de transmisión de energía eléctrica en el sistema de transmisión nacional”.

ART. 2º—Presentación de comentarios, observaciones y sugerencias. Se invita a los usuarios, a los agentes, a las autoridades locales, municipales y departamentales, a las entidades y a los demás interesados para que, dentro de los sesenta (60) días calendario siguientes a la publicación de la presente resolución, remitan sus observaciones o sugerencias sobre las propuestas contenidas en el proyecto de resolución adjunto y participen en las consultas públicas que se llevarán a cabo conforme a lo previsto en el artículo 11, numeral 11.5 del Decreto 2696 de 2004.

Las observaciones y sugerencias sobre el proyecto deberán dirigirse al director ejecutivo de la comisión, a la siguiente dirección: calle 116 Nº 7-15, interior 2 oficina 901 en Bogotá, D. C., o al correo electrónico creg@creg.gov.co.

(Nota: Prorrogado el término establecido en el presenten artículo por la Resolución 20 de 2015 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas )

ART. 3º—Vigencia. La presente resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial y no deroga ni modifica disposiciones vigentes por tratarse de un acto de trámite.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 23 de diciembre de 2014.

Proyecto de resolución

Por la cual se establece la metodología para la remuneración de la actividad de transmisión de energía eléctrica en el sistema de transmisión nacional.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en ejercicio de las atribuciones legales, en especial las conferidas por las leyes 142 y 143 de 1994, y los decretos 1524 y 2253 de 1994,

CONSIDERANDO QUE:

De acuerdo con lo previsto en los artículos 23, literales c) y d), y 41 de la Ley 143 de 1994, es función de la Comisión de Regulación de Energía y Gas definir la metodología para el cálculo y fijar las tarifas por el acceso y uso de las redes eléctricas, así como el procedimiento para hacer efectivo su pago.

Según lo previsto en la Ley 143 de 1994, artículo 6º, la actividad de transmisión de energía eléctrica se rige por los principios de eficiencia, calidad, continuidad, adaptabilidad, neutralidad, solidaridad y equidad.

El artículo 23, literal n), de la Ley 143 de 1994 establece que la Comisión de Regulación de Energía y Gas tiene dentro de sus funciones generales la de definir y hacer operativos los criterios técnicos de calidad, confiabilidad y seguridad del servicio de energía.

La Ley 143 de 1994, artículo 39, establece que “los cargos asociados con el acceso y uso de las redes del sistema interconectado nacional cubrirán, en condiciones óptimas de gestión, los costos de inversión de las redes de interconexión, transmisión y distribución, según los diferentes niveles de tensión, incluido el costo de oportunidad de capital, de administración, operación y mantenimiento, en condiciones adecuadas de calidad y confiabilidad y de desarrollo sostenible. Estos cargos tendrán en cuenta criterios de viabilidad financiera”.

Según lo dispuesto en los artículos 44 de la Ley 143 de 1994 y 87 de la Ley 142 del mismo año, el régimen tarifario para usuarios finales regulados de una misma empresa estará orientado por los criterios de eficiencia económica, suficiencia financiera, neutralidad, solidaridad y redistribución del ingreso, simplicidad y transparencia.

En virtud del principio de eficiencia económica definido por los artículos 44 de la Ley 143 de 1994 y 87 de la Ley 142 del mismo año, el régimen de tarifas procurará que estas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo, garantizándose una asignación eficiente de recursos en la economía.

En particular, el numeral 87.1 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994 establece que se deben tener en cuenta “los aumentos de productividad esperados, y que estos deben distribuirse entre la empresa y los usuarios, tal como ocurriría en un mercado competitivo”.

De acuerdo con el numeral 87.8 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994, “toda tarifa tendrá un carácter integral, en el sentido de que supondrá una calidad y grado de cobertura del servicio, cuyas características definirán las comisiones reguladoras. Un cambio en estas características se considerará como un cambio en la tarifa”.

Según lo dispuesto en el artículo 92 de la Ley 142 de 1994, las comisiones pueden corregir en las fórmulas, “los índices de precios aplicables a los costos y gastos de la empresa con un factor que mida los aumentos de productividad que se esperan en ella, y permitir que la fórmula distribuya entre la empresa y el usuario los beneficios de tales aumentos”.

En virtud del principio de suficiencia financiera definido en los artículos 44 de la Ley 143 de 1994 y 87 de la Ley 142 del mismo año, se debe garantizar a las empresas eficientes la recuperación de sus costos de inversión y sus gastos de administración, operación y mantenimiento, y permitir la remuneración del patrimonio de los accionistas en la misma forma en la que lo habría remunerado una empresa eficiente en un sector de riesgo comparable.

De conformidad con lo previsto en el artículo 11 de la Ley 143 de 1994, bajo el régimen tarifario de libertad regulada le corresponde a la Comisión de Regulación de Energía y Gas fijar “los criterios y la metodología con arreglo a los cuales las empresas de electricidad podrán determinar o modificar los precios máximos para los servicios ofrecidos”.

De acuerdo con la Ley 142 de 1994, artículo 18, todas las personas jurídicas están facultadas para hacer inversiones en empresas de servicios públicos.

Según lo dispuesto en el artículo 85 de la Ley 143 de 1994, las decisiones de inversión en transmisión de energía eléctrica constituyen responsabilidad de aquellos que las acometan, quienes asumen en su integridad los riesgos inherentes a la ejecución y explotación de los proyectos.

La Ley 142 de 1994, artículo 87, numeral 87.9, modificado por el artículo 99 de la Ley 1450 de 2011, establece que “las entidades públicas podrán aportar bienes o derechos a las empresas de servicios públicos domiciliarios, siempre y cuando su valor no se incluya en el cálculo de las tarifas que hayan de cobrarse a los usuarios y que en el presupuesto de la entidad que autorice el aporte figure este valor. Las comisiones de regulación establecerán los mecanismos necesarios para garantizar la reposición y mantenimiento de estos bienes. Lo dispuesto en el presente artículo no es aplicable cuando se realice enajenación o capitalización respecto de dichos bienes o derechos”.

Según lo establecido en la Ley 143 de 1994, artículo 18, modificado por el artículo 67 de la Ley 1151 de 2007, “compete al Ministerio de Minas y Energía definir los planes de expansión de la generación y de la red de interconexión y fijar criterios para orientar el planeamiento de la transmisión y la distribución” y de acuerdo con esta misma norma “los planes de generación y de interconexión serán de referencia y buscarán optimizar el balance de los recursos energéticos para la satisfacción de la demanda nacional de electricidad en concordancia con el plan nacional de desarrollo y el plan energético nacional”.

La Resolución CREG 008 de 2003 estableció las reglas para la liquidación y administración de cuentas por uso de las redes del sistema interconectado nacional asignadas al liquidador y administrador de cuentas, la cual fue modificada por la Resolución CREG 157 de 2011.

Mediante la Resolución CREG 011 de 2009 la Comisión de Regulación de Energía y Gas estableció la metodología y fórmulas tarifarias para la remuneración de la actividad de transmisión de energía eléctrica en el sistema de transmisión nacional, la cual se encuentra vigente.

Para la expedición de la metodología de remuneración de la actividad de transmisión de energía eléctrica para el periodo tarifario 2015-2019, se ha seguido el procedimiento establecido en el artículo 11 del Decreto 2696 de 2004.

Mediante la Resolución CREG 042 de 2013, la comisión puso en conocimiento de las entidades prestadoras del servicio público domiciliario de energía eléctrica, los usuarios y demás interesados las bases sobre las cuales efectuará el estudio para determinar los principios generales, la metodología y fórmulas para el establecimiento de los cargos por uso que remunerarán la actividad de transmisión de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional durante el siguiente periodo tarifario. Lo anterior en cumplimiento de lo previsto en los numerales 11.1 y 11.2 del artículo 11 del Decreto 2696 de 2004. La cual se publicó en la página Web de la CREG, el 10 de mayo de 2013.

Respecto de lo expuesto con la Resolución CREG 042 de 2013 se recibieron comentarios de las siguientes empresas: Andesco E-2013-005835, EEB E 2013-005822, Isagen E-2013-005767, Transelca E-2013-005866, CAPT E-2013-005879, CNO E-2013-005877, Epsa E-2013-005811, EPM, E-2013-005950, ISA E-2013-005909.

Posteriormente, en la Resolución CREG 078 de 2014 se hicieron públicos los propósitos y lineamientos para la remuneración de la actividad de transmisión de energía eléctrica para el periodo tarifario 2015-2019.

Sobre el contenido de la Resolución CREG 078 de 2014 se recibieron comentarios por parte de: Isagen E-2014-006673, EPSA E-2014-006683, EEB E2014-006687, Andesco E2014-006693, EPM E-2014-006694, ISA E-2014-006726, Distasa E2014006917, Transelca E-2014-007034, XM E-2014-007038.

Tanto los comentarios a las bases regulatorias como a los propósitos y lineamientos para la remuneración de la actividad de transmisión recibidos en la CREG fueron considerados para la expedición de la resolución que se pone en consulta.

Mediante las Circulares CREG 034 y 038 de 2014 se publicaron los estudios realizados por la comisión sobre metodología de remuneración y unidades constructivas, en cumplimiento de lo previsto en el numeral 11.3 del artículo 11 del Decreto 2696 de 2004.

Mediante las resoluciones CREG 083 y 112 de 2014 se publicó la propuesta para determinar la tasa de retorno a utilizar en la remuneración de la actividad de transmisión de energía eléctrica.

RESUELVE:

ART. 1º—Objeto. Mediante esta resolución se adopta la metodología, fórmulas tarifarias y otras disposiciones para la remuneración de la actividad de transmisión de energía eléctrica en el sistema de transmisión nacional (STN).

ART. 2º—Ámbito de aplicación. Esta resolución aplica a todos los agentes económicos que prestan el servicio de transmisión de energía eléctrica en el SIN y a los usuarios que utilizan el servicio.

ART. 3º—Definiciones. Para la interpretación y aplicación de esta resolución, se tendrán en cuenta, además de las definiciones establecidas en las leyes 142 y 143 de 1994 y en las resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes:

Activo de conexión al STN. Es el que se requiere para que un generador o un usuario no regulado, UNR, se conecte físicamente al STN. Un activo de conexión al STN se remunerará a través de contratos entre el propietario y el usuario respectivo del activo de conexión.

Activo de uso del STN. Es aquel activo de transporte de electricidad que opera a tensiones iguales o superiores a 220 kV, es remunerado mediante cargos por uso del STN y puede estar constituido por una o varias UC.

Las bahías de transformador con tensión mayor o igual a 220 kV que utiliza un OR para conectarse a subestaciones del STN, con configuración de anillo o de interruptor y medio, se remunerarán a través de cargos por uso de la actividad de transmisión. Los demás activos que usa un OR para conectarse al STN se remunerarán a través de cargos por uso de la actividad de distribución.

Activo en operación. Es aquel activo eléctrico que forma parte de un sistema utilizado de forma permanente en la actividad de transmisión de energía eléctrica.

Activo no eléctrico. Es aquel activo que no hace parte de la infraestructura de transporte de energía eléctrica de los transmisores nacionales, TN, pero que es requerido para cumplir con su objeto social. Hacen parte de estos activos, entre otros, los siguientes: edificios (sedes administrativas, bodegas, talleres, etc.) maquinaria y equipos (grúas, vehículos, herramientas, etc.) equipos de cómputo y equipos de comunicaciones.

Activo no operativo. Activo que estando disponible no se puede operar debido a la indisponibilidad de otro activo diferente a los que conforman su grupo de activos. El tiempo durante el cual un activo se reporte como activo no operativo no deberá considerarse en el cálculo de sus horas de indisponibilidad, pero se considerará para el cálculo de la compensación del activo causante de la no operatividad, solo cuando este último no pertenezca a una zona excluida de compensación por energía no suministrada, CNE y, además, haya superado las máximas horas anuales de indisponibilidad permitidas o haya ocasionado energía no suministrada, ENS.

Administrador del sistema de intercambios comerciales (ASIC). Dependencia del centro nacional de despacho de que tratan las leyes 142 y 143 de 1994, encargada del registro de fronteras comerciales, de los contratos de energía a largo plazo; de la liquidación, facturación, cobro y pago del valor de los actos, contratos, transacciones y en general de todas las obligaciones que resulten por el intercambio de energía en la bolsa, para generadores y comercializadores; de las subastas de obligaciones de energía firme; del mantenimiento de los sistemas de información y programas de computación requeridos; y del cumplimiento de las demás tareas que sean necesarias para el funcionamiento adecuado del sistema de intercambios comerciales (SIC).

AOM. Valor de los gastos de administración, operación y mantenimiento correspondientes a la actividad de transmisión de energía eléctrica en el sistema de transmisión nacional.

Bahía. Conjunto conformado por los equipos que se utilizan para conectar una línea de transmisión, o equipo de compensación, o un transformador, o un autotransformador al barraje de una subestación, y los equipos que se utilizan para seccionar o acoplar barrajes, o para transferir la carga de un barraje a otro.

Base regulatoria de activos. Corresponde al valor de los activos utilizados para la prestación del servicio por parte del TN, está compuesta por activos eléctricos, activos no eléctricos y terrenos, este valor sirve de referencia para la remuneración de los ingresos asociados con las inversiones del TN para la prestación del servicio.

Capacidad disponible del activo. Es la parte de un activo que queda en operación en caso de un evento.

Capacidad nominal de activos de uso del STN. Para los activos de uso del STN la capacidad nominal será igual a la capacidad que se encuentre declarada ante el CND al momento de entrar en vigencia la presente resolución. Para activos de uso del STN que con posterioridad a esta fecha resulten de ampliaciones o de procesos de libre concurrencia, esta capacidad deberá ser declarada por el transmisor al CND con anterioridad a la entrada en operación comercial de los mismos y deberá ser mayor o igual a la establecida por la UPME.

Cargo por uso monomio. Cargo monomio por unidad de energía, expresado en $/kWh.

Cargo por uso monomio horario. Cargo por uso, por unidad de energía, expresado en $/kWh y diferenciado para cada uno de los periodos de carga.

Centro de supervisión y maniobra. Centro a través del cual se supervisa la operación y las maniobras en las redes y subestaciones de propiedad del transmisor nacional, con sujeción a las instrucciones impartidas por el CND y teniendo como objetivo una operación segura y confiable del SIN, con sujeción a la reglamentación vigente y los acuerdos del Consejo Nacional de Operación (CNO).

Centro nacional de despacho (CND). Entidad encargada de la planeación, supervisión y control de la operación integrada de los recursos de generación, interconexión y transmisión del sistema interconectado nacional (SIN), teniendo como objetivo una operación segura, confiable y económica, con sujeción a la reglamentación vigente y a los acuerdos del CNO.

Compensación. Es el valor en el que se reduce el ingreso regulado de cada TN por variaciones que excedan o superen los límites establecidos para las características de calidad a las que está asociado dicho ingreso.

Compensación por energía no suministrada (CNE). Compensación por ocasionar energía no suministrada o por dejar no operativos otros activos.

Conexión profunda. Activos de uso del STN cuya construcción se requiere para responder positivamente a una solicitud de conexión de un generador o de un usuario no regulado.

Conexión y acceso a redes. Es el derecho que tiene todo usuario a utilizar las redes del sistema de transmisión nacional, de un sistema de transmisión regional y/o un sistema de distribución local, previo el cumplimiento de las normas que rijan el servicio, el pago de las retribuciones que correspondan y el principio de eficiencia consignado en la ley.

Consignación de emergencia. Es el procedimiento mediante el cual se autoriza, previa declaración del agente responsable, la realización de un mantenimiento y/o desconexión de un equipo o activo del STN, de una instalación o de parte de ella, cuando su estado ponga en peligro la seguridad de personas, de equipos o de instalaciones de tal forma que no es posible cumplir con el procedimiento de programación del mantenimiento respectivo.

Consignación. Es el procedimiento mediante el cual un transmisor solicita, y el CND estudia y autoriza la intervención de un equipo, de una instalación o de parte de ella.

Costo de reposición de un activo. Es el costo de renovar el activo actualmente en servicio, con otro equivalente, que cumpla como mínimo las mismas funciones y los estándares de calidad y servicio exigidos, valorado a precios eficientes de mercado.

Costo unitario por unidad constructiva. Valor unitario de una unidad constructiva establecido en esta resolución, de acuerdo con precios del mercado, para remunerar los activos del STN.

Disponibilidad. Se define como el tiempo total sobre un período dado, durante el cual un activo de uso estuvo en servicio, o disponible para el servicio. La disponibilidad siempre estará asociada con la capacidad nominal del activo, en condiciones normales de operación.

Elementos técnicos. Son los equipos o materiales que conforman las unidades constructivas.

Energía no suministrada. Estimación de la cantidad de energía dejada de entregar cuando se presentan eventos en el sistema.

Evento. Situación que causa la indisponibilidad parcial o total de un activo de uso y que ocurre de manera programada o no programada.

Fecha de corte. Es el 31 de diciembre del año inmediatamente anterior al de la fecha de presentación de la solicitud de aprobación de la base de activos y del ingreso.

Grupo de activos. Grupo conformado por activos cuyas funcionalidades se encuentran interrelacionadas entre sí.

Indisponibilidad. Se define como el tiempo sobre un periodo dado, durante el cual un activo de uso del STN no estuvo en servicio o disponible para el servicio, con toda o parte de su capacidad nominal. Un activo estará indisponible cuando no esté disponible para el servicio, independientemente de que su función esté siendo suplida por otro activo del SIN.

Liquidador y administrador de cuentas (LAC). Entidad encargada de la liquidación y administración de cuentas de los cargos por uso de las redes del sistema interconectado nacional que le sean asignadas y de calcular el ingreso regulado de los transportadores, de acuerdo con las disposiciones contenidas en la regulación vigente.

Mantenimiento mayor. Mantenimiento de activos de uso que requiere un tiempo mayor a las máximas horas anuales de indisponibilidad fijadas para dichos activos.

Mercado de comercialización. Conjunto de usuarios regulados y no regulados conectados a un mismo sistema de transmisión regional o de distribución local, servido por un mismo OR. También hacen parte del mercado de comercialización los usuarios conectados directamente al STN del área de influencia del respectivo OR.

Mes, mes calendario o mes completo. Para los efectos de esta resolución, se entiende por mes o mes calendario o mes completo cada uno de los doce meses del año, con su totalidad de días. La remuneración de la actividad de transmisión se liquidará por mes completo y no por fracción de mes.

Módulo de compensación. Es el conjunto conformado por los equipos de compensación capacitiva o reactiva y los equipos asociados que se conectan a las bahías de compensación dependiendo de la configuración.

Operador de red de STR y SDL, OR. Persona encargada de la planeación de la expansión, las inversiones, la operación y el mantenimiento de todo o parte de un STR o SDL, incluidas sus conexiones al STN. Los activos pueden ser de su propiedad o de terceros. Para todos los propósitos son las empresas que tienen cargos por uso de los STR o SDL aprobados por la CREG. El OR siempre debe ser una empresa de servicios públicos domiciliarios.

La unidad mínima de un SDL para que un OR pueda solicitar a la CREG aprobación de costos corresponde a las redes que atiendan la totalidad de los usuarios de un municipio.

Pérdidas eficientes de energía. Corresponden a las pérdidas técnicas de energía en el sistema de transmisión nacional.

Periodo de carga máxima. Corresponde a las horas comprendidas entre las 9:00 y las 12:00 horas y entre las 18:00 y las 21:00 horas del día.

Periodo de carga media. Corresponde a las horas comprendidas entre las 4:00 y las 9:00 horas, entre las 12:00 y las 18:00 horas, y entre las 21:00 y las 23:00 horas del día.

Período de carga mínima. Corresponde a las horas comprendidas entre las 00:00 y las 4:00 horas y las 23:00 y las 24:00 horas.

Producer price index (PPI). Índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, correspondiente a bienes de capital, reportado por la oficina de estadísticas laborales del departamento de trabajo de los Estados Unidos (serie ID: WPSSOP3200).

Sistema de distribución local (SDL). Sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan en los niveles de tensión 1, 2 y 3 y son utilizados para la prestación del servicio en un mercado de comercialización.

Sistema de transmisión nacional (STN). Es el sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, equipos de compensación y subestaciones que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV, los transformadores con este nivel de tensión en el lado de baja y los correspondientes módulos de conexión.

Sistema de transmisión regional (STR). Sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por los activos de conexión del OR al STN y el conjunto de líneas, equipos y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan en el nivel de tensión 4. Los STR pueden estar conformados por los activos de uno o más operadores de red.

Sistema interconectado nacional (SIN). Es el sistema compuesto por los siguientes elementos conectados entre sí: las plantas y equipos de generación, la red de interconexión, las redes regionales e interregionales de transmisión, las redes de distribución, y las cargas eléctricas de los usuarios.

Tasa de retorno. Tasa calculada para la actividad de transmisión de energía eléctrica.

Trabajo de expansión. Es la actividad necesaria para la entrada en operación comercial de un generador o de los activos que componen los proyectos de expansión necesarios para la atención de nueva demanda.

Transmisión de energía eléctrica. Es la actividad consistente en el transporte de energía eléctrica por sistemas de transmisión y la operación, mantenimiento y expansión del sistema de transmisión nacional.

Transmisor nacional (TN): persona jurídica que realiza la actividad de transmisión de energía eléctrica en el STN o que ha constituido una empresa cuyo objeto es el desarrollo de dichas actividades. El TN siempre debe ser una empresa de servicios públicos domiciliarios.

Transportador. Con este término se denomina genéricamente en esta resolución a los TN o a los OR.

Unidad constructiva especial. Es aquella que por sus características técnicas no se puede tipificar en ninguna de las UC definidas en la presente resolución.

Unidad constructiva (UC). Conjunto de elementos que conforman una unidad típica de un sistema eléctrico, orientada a la conexión de otros elementos de una red, al transporte o a la transformación de la energía eléctrica, o a la supervisión o al control de la operación de activos del STN.

Usuario conectado directamente al STN. Es el usuario final del servicio de energía eléctrica conectado al STN mediante equipos destinados en un 100% a su uso exclusivo. También lo es el usuario que a la fecha de entrada en vigencia de la Resolución CREG 097 de 2008 estaba reconocido como usuario conectado directamente al STN.

Un usuario conectado directamente al STN pertenece al mercado de comercialización del OR que atiende la mayor cantidad de usuarios en el municipio donde se encuentre ubicado. Cuando el usuario conectado directamente al STN está ubicado en un municipio donde no existan usuarios conectados a ningún OR del SIN, pertenecerá al mercado de comercialización del OR que atienda la mayor cantidad de usuarios en el departamento donde se encuentre ubicado.

Usuario de los STR o SDL. Es el usuario final del servicio de energía eléctrica, el OR y el generador conectados a estos sistemas.

Usuario del STN. Es el usuario no regulado, UNR, el OR y el generador conectados al STN.

Usuario no regulado, UNR. Es el usuario final que cumple con las condiciones para acordar libremente sus precios de compra de energía eléctrica, establecidas en las resoluciones CREG 131 de 1998 y 183 de 2009 o aquella que las modifique o sustituya.

Usuario. Persona natural o jurídica que se beneficia con la prestación de un servicio público, bien como propietario del inmueble en donde este se presta, o como receptor directo del servicio. A este último usuario se le denomina también consumidor. Para los efectos de esta resolución se denominará usuario final.

ART. 4º—Criterios generales. La metodología que se aplicará para el cálculo de los ingresos de los TN y del cargo por uso del STN tendrá en cuenta los siguientes criterios generales:

a) Los ingresos dependen de la ejecución de los planes de inversión del TN, representados principalmente en reposición de activos;

b) La base regulatoria de activos del STN se determinará a partir del costo de reposición de los activos existentes y la asimilación de los nuevos activos mediante las UC que se presentan en esta resolución. Los TN podrán presentar UC especiales para lo cual deberán suministrar la información correspondiente dentro de la respectiva actuación administrativa;

c) El cargo por uso resultante de aplicar la metodología contenida en esta resolución remunerará el uso de la infraestructura y los gastos de AOM asociados al sistema de transmisión nacional. Este cargo por uso no incluye los costos de conexión del usuario al respectivo sistema;

d) En virtud del principio de integralidad de la tarifa establecido en la ley, el ingreso del TN y el cargo del STN variarán según los índices de calidad del servicio prestado;

e) Para compartir las mejoras de productividad de la red con los usuarios, el cargo por uso se disminuirá teniendo en cuenta los ingresos recibidos por el TN por la prestación de servicios distintos al de transmisión de electricidad;

f) El comercializador cobrará el cargo por uso del STN a los usuarios que atiende;

g) Un TN será remunerado mediante cargos por uso por la totalidad de los activos de uso que opera y mantiene en desarrollo de la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica, independientemente de que sea o no propietario de los mismos y sin perjuicio de la remuneración que deberá pagar al propietario por su inversión, con excepción de los bienes o derechos que no deban incluirse en el cálculo de las tarifas en los términos del artículo 87, numeral 87.9, de la Ley 142 de 1994, o el que lo modifique o sustituya.

ART. 5º—Metodología de remuneración. La actividad de transmisión de energía eléctrica en el STN se remunerará con la metodología de ingreso máximo, conforme a lo establecido en esta resolución. Los activos de uso del STN existentes a la fecha de entrada en vigencia de esta resolución que no hayan sido construidos por inversionistas seleccionados a través de los procesos de libre concurrencia regulados por la CREG, y los activos correspondientes a las ampliaciones que se construyan en cumplimiento de lo establecido en el artículo 6º de la Resolución CREG 022 de 2001 y aquellas que la modifiquen o sustituyan, se remunerarán de acuerdo con lo establecido en la presente resolución.

PAR.—La CREG incluirá los ajustes o modificaciones a la metodología de remuneración establecida en esta resolución que por la entrada en vigencia de un nuevo esquema de intercambios internacionales de energía eléctrica se requieran para que la formación de precios sea en condiciones de eficiencia frente a la demanda nacional.

ART. 6º—Base de activos e ingreso anual. La CREG aprobará mediante resolución particular la base de activos a remunerar a cada uno de los TN. El ingreso anual de cada TN, IAT, correspondiente a estos activos se calculará de acuerdo con lo establecido en el capítulo 2 del anexo general.

La CREG podrá modificar la base de activos de un TN, y a su vez el ingreso aprobado, cuando la autoridad competente determine que alguno de sus activos limita la operación adecuada del sistema o incumple con la regulación. También se podrán hacer modificaciones cuando el TN incluya en su plan de inversiones los nuevos proyectos en el STN identificados por la UPME para ser ejecutados como ampliaciones, de acuerdo con lo señalado en la Resolución CREG 022 de 2001 o aquella que la modifique o sustituya.

El TN deberá incluir dentro de los planes de inversiones los activos que se hayan ejecutado mediante procesos de selección, una vez se haya finalizado el periodo de pagos y se cumplan las condiciones establecidas en la regulación para ello. También deberá incluir los activos que deban ser remunerados mediante cargos por uso de la actividad de transmisión, de acuerdo con regulación vigente.

PAR. 1º—El valor a remunerar a cada TN por concepto de servidumbre de nuevas líneas será el valor anual que este demuestre con la información entregada al momento del reporte del inventario de sus activos. En los casos en que el TN haya realizado un solo pago por concepto de servidumbres, deberá calcular el valor anual equivalente utilizando la tasa de retorno definida para la actividad de transmisión.

PAR. 2º—Para la remuneración de los terrenos que hacen parte de nuevas unidades constructivas de subestaciones se tendrá en cuenta el valor catastral del metro cuadrado (m2) del terreno donde está ubicada cada subestación.

ART. 7º—Remuneración de nuevos activos de uso que sustituyan otros. Para la remuneración de un nuevo activo de uso que sustituya a otro que se estaba remunerando con una unidad constructiva diferente, se debe cumplir lo siguiente:

a) Que el TN que represente dicho activo presente a la UPME la evaluación técnica y económica que justifica la ampliación o su sustitución;

b) Que la UPME, una vez aplicados los criterios establecidos en la normativa vigente, recomiende la ampliación o sustitución de dicho activo en el plan de expansión que se adopte;

c) Que el TN incluya este activo dentro de su plan de inversiones que reporte a la CREG.

PAR.—La reposición de los activos es responsabilidad de los TN que los representen. Con este propósito, además de la entrega a la CREG del plan de inversiones en reposición, el TN deberá presentar a la UPME, dentro de los tres meses siguientes a la entrada en vigencia de esta resolución, un plan de reposición acorde con un diagnóstico técnico del estado de sus activos, que cubra un periodo de cinco años. En ningún caso el incumplimiento de las normas técnicas establecidas por la autoridad competente o las limitaciones técnicas de equipos o elementos de una unidad constructiva podrán limitar la operación adecuada del sistema y le corresponderá al TN ajustar dicho activo y solicitar a la CREG la reclasificación de la unidad constructiva, si fuere el caso.

ART. 8º—Representación ante el LAC. Cada activo de uso deberá estar representado ante el LAC por un TN. En el caso de que exista multipropiedad del activo entre varios TN, estos podrán optar por encargar a uno de ellos la operación y representación del activo ante el LAC o informar los porcentajes de participación en dicho activo, los cuales también se aplicarán al ingreso correspondiente al activo.

En todo caso el responsable de la operación del activo, así no la efectúe directamente, será el TN que representa el activo ante el LAC.

PAR.—Un TN que represente un activo de uso mantendrá esta condición hasta que haya sido aprobada la resolución de la CREG donde se modifique tal representación.

ART. 9º—Gastos de administración, operación y mantenimiento. El reconocimiento de AOM se hará en forma individual para cada TN, de acuerdo con la información que reporte cada uno para este efecto, según lo establecido en el capítulo 5 del anexo general.

ART. 10.—Cargo por uso del STN. El cargo por uso del STN será calculado por el LAC de acuerdo con lo establecido en el capítulo 1 del anexo general.

La publicación del cargo estimado para que los comercializadores lo utilicen en el cálculo del costo unitario de prestación del servicio, la facturación de la actividad de transmisión y el recaudo los hará el LAC de acuerdo con la regulación vigente.

Los comercializadores de energía deberán pagar el cargo por uso que determine el LAC en las condiciones y plazos establecidos en la Resolución CREG 156 de 2011 o aquella que la modifique o sustituya.

ART. 11.—Procedimiento en caso de una conexión profunda. De acuerdo con el procedimiento para la asignación de puntos de conexión de generadores al STN, establecido en la Resolución CREG 106 de 2006 o las que la modifiquen, adicionen o sustituyan, y del establecido por la UPME para asignar puntos de conexión a UNR, cuando sea necesario ejecutar proyectos de expansión de activos remunerados a través de cargos por uso del STN y la UPME encuentre que, según los criterios establecidos en la normativa vigente, los beneficios del proyecto de expansión son inferiores a los costos, podrá recomendar la ejecución del proyecto asociado con los activos de uso del STN. Dando cumplimiento a la regulación vigente, el proyecto se ejecutará como ampliación o mediante proceso de selección.

En estos casos, el agente solicitante debe asumir el porcentaje del costo del proyecto que permite que la relación beneficio/costo sea igual a uno (1) y cumplir con los requisitos de garantías y demás que se establezcan en la regulación.

ART. 12.—Responsabilidad por la calidad de la potencia en el STN. El CND será el responsable de mantener la calidad del suministro de electricidad en términos de la frecuencia a nivel del SIN y de la tensión a nivel del STN, conservando estas variables dentro de los límites definidos en el código de redes adoptado mediante la Resolución CREG 025 de 1995, y aquellas que la adicionen, modifiquen o sustituyan.

Los TN y los usuarios del STN serán los responsables de mantener la calidad de la forma de onda y el balance de las tensiones de fase, de acuerdo con las normas establecidas en el numeral 7º del anexo denominado código de conexión que hace parte del código de redes, contenidos en la Resolución CREG 025 de 1995, y aquellas que la modifiquen o sustituyan.

Identificado el equipo o equipos causantes de una deficiencia en la forma de onda, o de un desbalance en las tensiones de fase, el CND deberá establecer conjuntamente con el TN y los involucrados, un plazo máximo, razonable de acuerdo con las buenas prácticas de ingeniería, para la corrección de la deficiencia identificada. El CND deberá informar al Consejo Nacional de Operación (CNO), el plazo acordado. Si transcurrido el plazo fijado no se ha efectuado la corrección pertinente, el TN deberá proceder a la desconexión del equipo causante de la deficiencia o, si no es posible identificar este equipo, de la carga del respectivo usuario del STN.

El TN debe garantizar que las deficiencias en la calidad de la potencia que se presenten en los activos que opera, durante el plazo previsto para su corrección, no generen riesgos para la seguridad de las personas, la vida animal y vegetal o la preservación del medio ambiente. De concluirse la inminencia de un peligro, a partir de razones objetivas claramente identificadas, el TN deberá proceder inmediatamente a la desconexión del equipo causante de la deficiencia o, si no es posible identificar este equipo, la desconexión de la carga del respectivo usuario del STN.

En todo caso, los plazos mencionados no exonerarán al TN de su responsabilidad por los perjuicios que se causen por las deficiencias en la calidad de potencia suministrada a través de los activos que opera.

Para efectos de determinar la fuente de las distorsiones o fluctuaciones, el CND podrá solicitar al TN y este al usuario del STN la instalación de los equipos que consideren necesarios en la red o en las fronteras o equipos de medición del usuario, para registrar variables de corrientes y tensiones, y podrán exigir el diseño de medidas remediales que técnicamente sigan las normas y buenas prácticas de ingeniería.

ART. 13.—Calidad del servicio en el STN. Será responsabilidad de los TN prestar el servicio de transmisión de energía eléctrica dentro de los niveles de calidad y con las características establecidas en el capítulo 6 del anexo general. Las variaciones que excedan o superen los límites allí definidos darán lugar a las compensaciones que se calcularán conforme a lo dispuesto en dicho capítulo. Lo anterior, sin perjuicio de la responsabilidad que pueda tener el TN por los daños y perjuicios causados a usuarios o terceros.

La compensación se aplicará disminuyendo el ingreso que le corresponde a cada TN en un valor igual al que resulte de aplicar lo dispuesto en el capítulo 6 del anexo general. Para tal efecto, el LAC calculará las compensaciones aplicables a cada TN que represente los activos.

El componente T de la fórmula tarifaria general del costo de prestación del servicio, que aplican los comercializadores a los usuarios, tendrá en cuenta el cargo por uso del STN al cual se le han aplicado las respectivas compensaciones.

PAR. 1º—Los propietarios de los proyectos de expansión ejecutados como resultado de procesos de selección regulados por la CREG, al momento de declarar su entrada en operación comercial deberán reportar al LAC el inventario de las unidades constructivas que componen dicho proyecto. De no existir la correspondiente unidad constructiva se asociará con aquella más parecida. Las compensaciones serán calculadas con base en los valores de las unidades constructivas definidos en el capítulo 4 del anexo general y se descontarán del ingreso mensual del TN.

PAR. 2º—Cuando la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios tome posesión de un TN no se aplicarán, durante los doce (12) meses siguientes a la toma, las compensaciones por calidad del servicio reguladas en esta resolución. Una vez vencido este plazo, se continuarán aplicando las reducciones del ingreso o compensaciones aquí dispuestas.

ART. 14.—Obligación de reportar eventos. Los agentes que presten servicios de transmisión de energía eléctrica en el STN deberán informar al CND la ocurrencia de cualquier evento, dentro de los quince (15) minutos siguientes a la ocurrencia del mismo, y la finalización de la ejecución de maniobras dentro de los cinco (5) minutos siguientes.

ART. 15.—Información base para la aprobación de la base de activos y del ingreso anual. Para la aprobación se tendrá en cuenta, principalmente, la siguiente información:

a) Inventarios de activos de uso representados por el TN que deban ser remunerados mediante cargos por uso;

b) Reporte de activos de enlaces internacionales con nivel de tensión inferior a 220 kV que deben ser remunerados mediante cargos por uso de la actividad de transmisión;

c) Identificación de las UC representadas por el TN cuyo valor no debe incluirse en el cálculo de los cargos en los términos del artículo 87 numeral 87.9 de la Ley 142 de 1994, o la que la modifique o sustituya;

d) Áreas de los terrenos donde están ubicadas las subestaciones junto con su valor catastral;

e) Información contable reportada al SUI;

f) Ingresos por la explotación de la infraestructura remunerada a través de cargos por uso por concepto de otras actividades diferentes a la de transmisión de energía eléctrica, durante los siete años que finalizan en la fecha de corte;

g) Información de planes de inversión en ampliaciones, reposiciones y renovación tecnológica.

PAR.—Para las empresas resultantes de fusiones o desintegraciones la información base, según la antigüedad con que sea requerida en esta resolución, comprenderá la de las empresas que dieron lugar a la fusión o a la desintegración.

ART. 16.—Solicitud de aprobación de ingresos. Dentro de los noventa (90) días calendario siguientes a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución los TN deberán someter a aprobación de la CREG, lo siguiente:

a) Inventario de las unidades constructivas que componen su base de activos;

b) Cálculo de ingresos anuales por el uso de los activos, los cuales, deberán calcularse de conformidad con la metodología descrita en el capítulo 2;

c) Memorias de cálculo con la totalidad de las variables utilizadas para la solicitud de aprobación de ingresos, en los formatos definidos por la comisión;

d) Planes de inversión en ampliaciones, reposiciones y renovación tecnológica.

Los TN deberán suministrar el diagrama unifilar de las redes y subestaciones, incluyendo toda la información necesaria para la aprobación de ingresos y que sea de su responsabilidad en los términos de esta resolución.

ART. 17.—Decisión sobre aprobación de los ingresos de cada TN. Una vez presentada la información por los TN, y llevado a cabo la correspondiente actuación administrativa que garantice el derecho al debido proceso de los interesados, de conformidad con los procedimientos establecidos en la ley, la comisión procederá a aprobar los ingresos de que trata la presente resolución.

PAR.—Cuando el TN no someta a aprobación de la CREG la solicitud de ingresos en el plazo previsto, la comisión fijará los ingresos anuales con la información disponible y sin incorporar ingresos asociados con los planes de inversión, sin perjuicio de las sanciones y demás medidas a que haya lugar. Estos ingresos estarán vigentes hasta que el TN formule la respectiva solicitud de actualización y los nuevos le sean aprobados.

ART. 18.—Tratamiento de activos de conexión y activos de uso. Los activos que sean declarados para ser remunerados mediante cargos por uso por parte del TN mantendrán este tipo de remuneración durante todo el período tarifario. Los activos de conexión mantendrán tal condición durante todo el periodo tarifario.

PAR.—Durante el periodo tarifario, los TN no podrán exigir remuneración adicional por activos que hayan sido reportados para ser remunerados mediante cargos por uso.

ART. 19.—Vigencia de los ingresos. Los ingresos de los TN que defina la comisión estarán vigentes desde la fecha en que quede en firme la resolución que los apruebe y hasta cuando se cumplan cinco años contados desde la entrada en vigencia de la presente resolución, sin perjuicio de las actualizaciones a que haya lugar.

PAR.—Vencido el período de vigencia de los ingresos aprobados, continuarán rigiendo hasta que la comisión apruebe los nuevos.

ART. 20.—Derogatorias. La presente resolución deroga los artículos 4º y 5º de la Resolución CREG 039 de 1999, la Resolución CREG 011 de 2009, la Resolución CREG 093 de 2012 excepto el capítulo 3 del anexo general de esa resolución, y las demás disposiciones que le sean contrarias.

Publíquese y cúmplase.

NOTA: La propuesta consagrada en la presente resolución puede ser consultada en el Diario Oficial Nº 49430 de febrero 19 de 2015.