50BDADFF27C9251D0525785A007A6F90 Resolución - 2007 - CREG099-2007
Texto del documento




RESOLUCIÓN No.099
( 12 DIC. 2007 )

Por la cual se ordena hacer público un proyecto de resolución de carácter general que pretende adoptar la CREG para aprobar la fórmula tarifaria general que permite a los Comercializadores Minoristas de electricidad establecer los costos de prestación del servicio a usuarios regulados en el Sistema Interconectado Nacional.
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 2253 de 1994 y 2696 de 2004.
CONSIDERANDO:

Que mediante Resolución CREG-047 de 2002 se sometió a consideración de los agentes, usuarios y terceros interesados, las bases sobre las cuales se establecerá la fórmula tarifaria del costo de prestación de servicio de electricidad a aplicar a usuarios regulados del SIN para el siguiente período tarifario, y que, como se indicó en el artículo 3, con dicho acto ° se dio inicio al trámite tendiente a establecer la respectiva fórmula tarifaria para el siguiente período;

Que mediante la expedición de la Resolución CREG-019 de 2005, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, sometió a consulta un proyecto de resolución para la adopción de la fórmula tarifaria general del costo de prestación de servicio de electricidad a aplicar a usuarios regulados del SIN para el siguiente período tarifario, siguiendo el proceso establecido en el Decreto 2696 de 2004;

Que la CREG recibió comentarios a la Resolución CREG 019 de 2005 por parte de empresas del sector, gremios y usuarios, los cuales junto con análisis realizados internamente y las nuevas disposiciones normativas hicieron recomendable ajustar dicha propuesta regulatoria;

Que la Comisión considera importante divulgar la propuesta regulatoria revisada y contar nuevamente con la participación de los usuarios, empresas y demás interesados;

Que mediante la expedición de la Resolución CREG-056 de 2007, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, sometió a consulta un proyecto de resolución para la adopción de la fórmula tarifaria general del costo de prestación incorporando nuevos análisis y directrices de política sobre el tema;

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su Sesión 351 del 7 de diciembre de 2007, decidió hacer público el nuevo proyecto de resolución “Por la cual se aprueba la fórmula tarifaria general que permite a los Comercializadores Minoristas de electricidad establecer los costos de prestación del servicio a usuarios regulados en el Sistema Interconectado Nacional”;

RESUELVE:

Artículo 1. Hágase público el proyecto de resolución “Por la cual se aprueba la fórmula tarifaria general que permite a los Comercializadores Minoristas de electricidad establecer los costos de prestación del servicio a usuarios regulados en el Sistema Interconectado Nacional”.

Artículo 2. Se invita a los Agentes, a los usuarios, a los gremios y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, para que remitan sus observaciones o sugerencias sobre la propuesta, dentro de los cinco (5) días hábiles siguiente a la publicación de la presente Resolución en la página Web de la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

Artículo 3. Infórmese en la página Web la identificación de la dependencia administrativa y de las personas a quienes se podrá solicitar información sobre el proyecto y hacer llegar las observaciones, reparos o sugerencias.

Artículo 4. La presente Resolución no deroga ni modifica disposiciones vigentes por tratarse de un acto de trámite.

PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE
Dada en Bogotá, D.C., 07 DIC. 2007

MANUEL MAIGUASHCA OLANO
HERNÁN MOLINA VALENCIA
Viceministro de Minas y Energía
Director Ejecutivo
Delegado del Ministro de Minas y Energía
Presidente


PROYECTO DE RESOLUCIÓN


Por la cual se aprueba la fórmula tarifaria general que permite a los Comercializadores Minoristas de electricidad establecer los costos de prestación del servicio a usuarios regulados en el Sistema Interconectado Nacional.

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS


En ejercicio de sus facultades legales, en especial de las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994 y en desarrollo de los Decretos 1524 y 2253 de 1994,
C O N S I D E R A N D O:

Que el Artículo 73.11 de la Ley 142 de 1994 atribuyó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas la facultad de establecer las fórmulas para la fijación de las tarifas del servicio público domiciliario de energía eléctrica;

Que la ley 143 de 1994, en particular el artículo 23, asignó a la Comisión la función de aprobar las fórmulas tarifarias y las metodologías para el cálculo de las tarifas aplicables a los usuarios regulados;

Que según lo dispuesto en los Artículos 87 de la Ley 142 de 1994 y 44 de la Ley 143 del mismo año, el régimen tarifario estará orientado por los criterios de eficiencia económica, suficiencia financiera, neutralidad, solidaridad y redistribución del ingreso, simplicidad y transparencia;

Que en virtud del principio de eficiencia económica, definido en el Artículo 87 de la Ley 142 de 1994, el régimen de tarifas procurará que éstas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo, que las fórmulas tarifarias no pueden trasladar a los usuarios los costos de una gestión ineficiente, ni permitir que las empresas se apropien de las utilidades provenientes de prácticas restrictivas de la competencia;

Que según lo dispone el Artículo 90.2 de la Ley 142 de 1994, podrá incluirse dentro de las fórmulas tarifarias un cargo fijo que refleje los costos económicos involucrados en garantizar la disponibilidad permanente del servicio para el usuario, independientemente del nivel de uso;

Que el Artículo 91 de la Ley 142 de 1994 dispuso que para establecer las fórmulas tarifarias se calculará por separado, cuando sea posible, una fórmula para cada una de las diversas etapas del servicio;

Que de conformidad con lo establecido en el Artículo 35 de la Ley 142 de 1994, las Comisiones de Regulación podrán exigir, por vía general, que las empresas adquieran el bien o servicio que distribuyan, a través de licitaciones públicas o cualquier otro procedimiento que estimule la concurrencia de oferentes;

Que el Artículo 125 de la Ley 142 de 1994 establece los criterios para la actualización de las tarifas;

Que el Artículo 126 de la Ley 142 de 1994, estableció que vencido el período de vigencia de las fórmulas tarifarias, éstas continuarán rigiendo mientras la Comisión no fije las nuevas;

Que según el Artículo 42 de la Ley 143 de 1994 “las ventas de electricidad a usuarios finales regulados serán retribuidas, sin excepción, por medio de tarifas sujetas a regulación”;

Que mediante la Resolución CREG-031 de 1997 se aprobaron las fórmulas generales que permitieron a los comercializadores de electricidad establecer los costos de prestación del servicio a usuarios regulados en el Sistema Interconectado Nacional;

Que la Resolución CREG-005 de 2000 precisó las fuentes de información para calcular el Costo de Prestación del Servicio (CU) definido en la Resolución CREG-031 de 1997;

Que mediante la Resolución CREG-112 de 2001 se identificaron los Índices de Precios contenidos en las Fórmulas Tarifarias para los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible, para efectos de lo dispuesto en el Artículo 125 de la Ley 142 de 1994;

Que la Resolución CREG-082 de 2002 aprobó los principios generales y la metodología para el establecimiento de los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local;

Que la Resolución CREG 103 de 2000 estableció la metodología para el cálculo y aplicación de los Cargos por Uso del Sistema de Transmisión Nacional (STN);

Que mediante Resolución CREG-047 de 2002 se sometió a consideración de los agentes, usuarios y terceros interesados, las bases sobre las cuales se establecerá la fórmula tarifaria para el siguiente período tarifario, que permita a las empresas comercializadoras de energía eléctrica calcular los costos unitarios de prestación del servicio y las tarifas aplicables a los usuarios finales regulados en el SIN;

Que mediante la expedición de la Resolución CREG-019 de 2005, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, sometió a consulta un proyecto de resolución para la adopción de la fórmula tarifaria general que permita a las empresas comercializadoras de energía eléctrica del Sistema Interconectado Nacional (SIN), calcular los costos de prestación del servicio y determinar las tarifas aplicables a los usuarios finales regulados;

Que de conformidad con lo establecido en Decreto 2696 de 2004, la Comisión realizó audiencias públicas en las ciudades de Bogotá, Cali, Medellín, Bucaramanga, Barranquilla y Cartagena, con el propósito de garantizar la divulgación de la resolución mencionada y la participación en su análisis;

Que en el proceso de análisis de las observaciones, la Comisión publicó en primera instancia el Documento CREG 065 de 2006, el cual contiene los estudios internos realizados en relación con el componente de Generación, formulando un mecanismo para la compra de energía mediante contratos;

Que mediante el Decreto 387 de 2007, el Gobierno Nacional estableció que las fórmulas tarifarias deben reconocer el costo de la energía adquirida por los Comercializadores Minoristas que atienden Usuarios Regulados, y que dicha energía deberá ser adquirida a través de los mecanismos de mercado establecidos por la CREG;

Que mediante el Decreto 387 de 2007, el Gobierno Nacional dispuso que las pérdidas de energía totales de un Mercado de Comercialización, que se apliquen para efectos del cálculo de la demanda comercial de los Comercializadores Minoristas que actúen en dicho Mercado, se distribuirán entre éstos a prorrata de sus ventas;

Que mediante el Decreto 387 de 2007, el Gobierno Nacional estableció que la fórmula tarifaria incluirá un Costo Base de Comercialización que remunerará los costos fijos de los Comercializadores Minoristas y un margen de Comercialización que refleja los costos variables de la actividad;

Que mediante el Decreto 387 de 2007, el Gobierno Nacional estableció que la CREG le reconocerá al Operador de Red el costo eficiente del Plan de reducción de Pérdidas No Técnicas, el cual será trasladado a todos los Usuarios Regulados y No Regulados conectados al respectivo OR;

Que el Decreto 387 de 2007 establece que “La CREG deberá incorporar las políticas establecidas en este artículo a más tardar el 1° de enero de 2008.”

Que la Comisión adelantó, entre otros, los estudios requeridos para: i) definir el modelo del esquema de comercialización minorista para la prestación del servicio a usuarios regulados del SIN; ii) establecer el traslado al usuario final de costos eficientes de generación; iii) asignar pérdidas de energía entre comercializadores de un Mercado de Comercialización; y iv) determinar los costos para los diferentes procesos del proceso de comercialización minorista;

Que los resultados de los estudios adelantados por la Comisión indican la necesidad de adoptar esquemas de transición para el traslado del componente de generación, así como para el traslado al usuario final de las nuevas disposiciones sobre pérdidas de energía y la estructura de costos de la actividad de comercialización;

Que con base en las observaciones recibidas, en análisis internos de la CREG, en los estudios realizados y en las nuevas disposiciones normativas, la Comisión consideró necesario efectuar modificaciones a la propuesta contenida en la Resolución CREG-019 de 2005;

R E S U E L V E:


Artículo 1. OBJETO. La presente Resolución tiene como objeto establecer la fórmula tarifaria general que permite a los Comercializadores Minoristas en el Sistema Interconectado Nacional, calcular los Costos Máximos de Prestación del Servicio de Energía Eléctrica a trasladar a los usuarios y determinar las tarifas aplicables a los usuarios finales regulados.

Artículo 2. RÉGIMEN DE LIBERTAD REGULADA. Las empresas Comercializadoras Minoristas al fijar sus tarifas a los usuarios finales regulados quedan sometidas al régimen de libertad regulada previsto en los artículos 14.10 y 88.1 de la Ley 142 de 1994.

Toda empresa que preste el servicio público de comercialización minorista determinará con la fórmula tarifaria general y con la metodología establecida en esta resolución, las tarifas que aplicará a los usuarios finales regulados.
CAPITULO I
DEFINICIONES

Artículo 3. 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, otras leyes aplicables, decretos reglamentarios y resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes:

Actividad de Comercialización Minorista: Actividad que consiste en la intermediación comercial entre los agentes que prestan los servicios de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica y los usuarios finales de dichos servicios, bien sea que esa actividad se desarrolle o no en forma combinada con otras actividades del sector eléctrico, según lo dispuesto por la regulación y la ley.

Comercializador Minorista: Generador-Comercializador, Distribuidor-Comercializador Minorista o Comercializador Minorista que desarrolla la Actividad de Comercialización Minorista.

Costo Base de Comercialización: Componente de la Fórmula Tarifaria que remunera los costos fijos de las actividades desarrolladas por los Comercializadores Minoristas de energía eléctrica que actúan en el Mercado Regulado y que se causan por usuario atendido en un Mercado de Comercialización.

Costo Unitario de Prestación del Servicio de Energía Eléctrica: Es el costo económico eficiente de prestación del servicio al usuario final regulado, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh) y en pesos por factura que resulta de aplicar la fórmula tarifaria general establecida en la presente resolución, y que corresponde a la suma de los costos eficientes de cada una de las actividades de la cadena eléctrica.

Demanda Comercial del Comercializador Minorista por Mercado de Comercialización: Corresponde al valor de la demanda de energía eléctrica del conjunto de Usuarios Regulados y No Regulados que son atendidos por un Comercializador Minorista afectada con las pérdidas técnicas reconocidas para el respectivo OR donde se encuentren conectadas sus fronteras comerciales, las pérdidas no técnicas asignadas a cada Comercializador Minorista conforme lo establezca la Comisión en resolución independiente y las pérdidas en el Sistema de Transmisión Nacional (STN).

Demanda Comercial del Mercado Regulado: Corresponde al valor de la demanda de energía eléctrica del conjunto de Usuarios Regulados que son atendidos por un Comercializador Minorista afectada con las pérdidas técnicas reconocidas para el respectivo OR donde se encuentre conectada sus fronteras comerciales, las pérdidas no técnicas asignadas a cada Comercializador Minorista conforme lo establezca la Comisión en resolución independiente y las pérdidas en el Sistema de Transmisión Nacional (STN).

Índice de Precios: Es el índice que permite medir las variaciones en los precios de las componentes de las fórmulas tarifarias.

Margen de Comercialización: Margen a reconocer a comercializadores Minoristas que atienden Usuarios Regulados, que refleja los costos variables de la actividad.

Mercado de Comercialización: Conjunto de Usuarios Regulados y No Regulados conectados a un mismo Sistema de Transmisión Regional y/o Distribución Local, servido por un mismo Operador de Red (OR), y los conectados al STN del área de influencia del respectivo OR.

Mercado Organizado Regulado–MOR-: Conjunto de transacciones centralizadas para la compraventa de contratos financieros estandarizados de energía eléctrica con destino a usuarios finales regulados.

Pérdidas No Técnicas de Energía: Energía que se pierde en un Mercado de Comercialización por motivos diferentes al transporte y transformación de la energía eléctrica y cuya metodología de cálculo definirá la Comisión en resolución aparte.

Pérdidas Técnicas de Energía: Energía que se pierde en los Sistemas de Transmisión Regional y/o Distribución Local durante el transporte y la transformación de la energía eléctrica y cuya metodología de cálculo definirá la Comisión en resolución aparte.

Pérdidas Totales de Energía: Energía total que se pierde en un Mercado de Comercialización y en los Sistemas de Transmisión y/o Distribución Local por efecto de las Pérdidas Técnicas y No Técnicas de Energía, calculada según metodología que definirá la Comisión en resolución posterior.

Período Tarifario: Período de vigencia de la Fórmula Tarifaria General conforme a lo establecido en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994.

Programa de Reducción de Pérdidas No Técnicas: Conjunto de actividades que debe ejecutar un Operador de Red para alcanzar un nivel de pérdidas eficientes en un período determinado y que debe contener como mínimo las etapas de planeación, implementación, seguimiento, control y mantenimiento.

Senda de Reducción de Pérdidas: Trayectoria de niveles de pérdidas, que un Operador de Red deberá seguir en un período determinado para lograr el nivel de pérdidas eficientes. Su punto de inicio son las pérdidas actuales en el Mercado de Comercialización. La senda será expresada en índices decrecientes en el tiempo, y será establecida por la Comisión en resolución independiente.

Tarifa: Es el valor resultante de aplicar al Costo Unitario de Prestación del Servicio el factor de subsidio o contribución autorizado legalmente. En el caso de los usuarios de estrato 4 y/o usuarios no residenciales que no son beneficiarios de subsidio, ni están sujetos al pago de contribución, la tarifa corresponde al Costo Unitario de Prestación del Servicio.
CAPÍTULO II
FORMULA TARIFARIA GENERAL

Artículo 4. Costo Unitario de Prestación del Servicio de Energía Eléctrica El costo unitario de prestación del servicio consta de un componente variable de acuerdo con el nivel de consumo, expresado en $/kWh, y un componente fijo expresado en $/factura, según se indica a continuación:

Donde:

n : Nivel de tensión de conexión del usuario.

m : Es el mes para el cual se calcula el costo unitario de prestación del servicio.

i : Comercializador Minorista

j : Es el Mercado de Comercialización

: Componente variable del costo unitario de prestación del servicio ($/kWh) para los usuarios conectados al nivel de tensión n, correspondiente al mes m, del Comercializador Minorista i, en el Mercado de Comercialización j.

: Costo de compra de energía ($/kWh) para el mes m, del Comercializador Minorista i, en el Mercado de Comercialización j, determinados conforme se establece en el Capítulo III de la presente Resolución.

: Costo por uso del Sistema Nacional de Transmisión ($/kWh) para el mes m determinado conforme al Capítulo IV de la presente Resolución.

: Costo por uso de Sistemas de Distribución ($/kWh) correspondiente al nivel de tensión n para el mes m, determinados conforme al Capítulo IV de la presente Resolución.

: Margen de Comercialización correspondiente al mes m, del Comercializador Minorista i, en el mercado de comercialización j que incluye los costos variables de la actividad de comercialización, expresado en ($/kWh) y determinado conforme al Capítulo V de la presente Resolución.

: Costo de Restricciones y de Servicios asociados con generación en $/kWh asignados al Comercializador Minorista i en el mes m, conforme al Capítulo VI de la presente Resolución.

: Costo de compra, transporte y reducción de pérdidas de energía ($/kWh) acumuladas hasta el nivel de tensión n, para el mes m, del Comercializador Minorista i, en el Mercado de Comercialización j, determinado conforme se establece en el Capítulo VII de la presente Resolución.

: Componente fija del costo unitario de prestación del servicio ($/factura) correspondiente al mes m para el mercado de comercialización j.

: Costo Base de Comercialización ($/factura) correspondiente al mes m, para el mercado de comercialización j.

Parágrafo 1: El costo máximo del servicio en un período dado corresponderá a la suma de: i) el producto entre el consumo en kWh en dicho período y el componente variable del costo unitario ; y ii) el valor del componente fijo del costo unitario.


CAPITULO III
COSTOS DE COMPRA DE ENERGÍA, ()
Artículo 5. Esquema de transición para el traslado de costos de compra de energía: El reconocimiento de los costos máximos de compra de energía al usuario final mediante mecanismos de mercado se implementará gradualmente conforme se establece en este Capítulo.

Artículo 6. Costo máximos de traslado de compra de energía para la primera fase de la transición, (). A partir del primero de enero de 2008 y hasta tanto se despache el primer contrato del Mercado Organizado Regulado, el costo máximo de compra a trasladar al usuario final se determinará de conformidad con la siguiente expresión:

Donde,



Donde:

: Mes para el cual se calcula el costo unitario de prestación del servicio.
: Comercializador Minorista i.

: Mercado de Comercialización j.

: Demanda Comercial Regulada del Comercializador Minorista i en el mes m-1.
: Es el menor valor entre 1 y el resultante de la relación energía comprada por el Comercializador Minorista i mediante contratos bilaterales con destino al mercado regulado y la Demanda Comercial del Mercado Regulado del Comercializador Minorista, en el mes m-1.
: Energía comprada mediante contratos bilaterales por el Comercializador Minorista i con destino al mercado regulado en el mes m-1, en la hora h.
: Costo Promedio ponderado por energía, expresado en $/kWh, de las compras propias del Comercializador Minorista i mediante contratos bilaterales con destino al mercado regulado, despachados en el mes m-1.

: Costo Promedio ponderado por energía, expresado en $/kWh, de todos los contratos despachados en el Mercado de Energía Mayorista en el mes m-1 con destino al mercado regulado.

: Valor de 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.

: Número de contratos bilaterales del Comercializador i despachados en mes m-1.

: Precio de la energía comprada en Bolsa por el Comercializador Minorista i, en el mes m-1, expresado en $/kWh, cuando las cantidades adquiridas en las subastas del MOR y en contratos bilaterales no cubran la totalidad de la demanda regulada.

Donde,

: Factor de ajuste que se aplica al costo máximo de compra de energía expresado en $/kWh del Comercializador i para el mes m calculado conforme al Anexo 1 de la presente resolución.

Parágrafo 1. Hasta tanto la Comisión no expida la resolución que establezca las pérdidas no técnicas que se asignarán a cada Comercializador Minorista la Demanda Comercial Regulada para cada Comercializador Minorista, se seguirá estableciendo conforme los procedimientos actuales.

Costos máximos de traslado de compra de energía para la segunda fase de la transición, (). A partir del segundo mes de despacho de la energía transada en el MOR y mientras estén vigentes los contratos bilaterales con destino al Mercado Regulado, el costo máximo de compra de energía a trasladar al usuario final se determinará de conformidad con la siguiente expresión:


Donde:

;





Donde:
: Mes para el cual se calcula el costo unitario de prestación del servicio.
: Comercializador Minorista i.

: Mercado de Comercialización j.

: Demanda Comercial Regulada del Comercializador Minorista i en el mes m-1.

: Es el menor valor entre 1 y el resultante de la relación energía comprada por el Comercializador Minorista i mediante contratos bilaterales con destino al mercado regulado y la Demanda Comercial Regulada del Comercializador Minorista.
: Energía comprada mediante contratos bilaterales por el Comercializador Minorista i con destino al mercado regulado en el mes m-1.

: Energía comprada en el MOR por el Comercializador Minorista i con destino al mercado regulado en el mes m-1.

: Número de contratos bilaterales del Comercializador i despachados en mes m-1.

: Número de contratos MOR del Comercializador i despachados en mes m-1.

: Costo Promedio ponderado por energía, expresado en $/kWh, de las compras propias del Comercializador Minorista i mediante contratos bilaterales con destino al mercado regulado, despachados en el mes m-1.

: Costo Promedio ponderado por energía, expresado en $/kWh, de todos los contratos despachados en el Mercado de Energía Mayorista en el mes m-1 con destino a abastecer el mercado regulado.

: Valor de del Comercializador Minorista i del mercado de comercialización j para el mes de enero de 2007, calculado conforme la metodología de la Resolución CREG 031 de 1997.

: Fracción de la Demanda Comercial del Comercializador Minorista i atendida mediante compras en Bolsa para abastecer el mercado regulado en el mes m-1, cuando las cantidades adquiridas en las subastas del MOR y en contratos bilaterales no cubran la totalidad de la Demanda Comercial Regulada.

: Precios promedio de la energía comprada en Bolsa por el Comercializador Minorista i, en el mes m-1, expresado en $/kWh, cuando las cantidades adquiridas en las subastas del MOR y en contratos bilaterales no cubran la totalidad de la demanda regulada.

Donde,
: Fracción de la Demanda Comercial del Comercializador Minorista i atendida con compras en el MOR, para abastecer el mercado regulado, en el mes m-1.

: Precio promedio ponderado resultante de los precios obtenidos en las diferentes subastas de MOR por la energía adquirida por el Comercializador Minorista en el Mercado Organizado Regulado ($/kWh), para cubrir su demanda regulada en el mes m-1.
Donde, : Factor de ajuste que se aplica al costo máximo de compra de energía expresado en $/kWh del Comercializador i para el mes m calculado conforme al Anexo 1 de la presente resolución. Artículo 8. Costos máximos de traslado de compra de energía con mecanismos de mercado, (). A partir del momento en el cual el Comercializador Minorista no tenga contratos bilaterales vigentes con destino al mercado regulado, la energía requerida por los usuarios regulados será adquirida en el MOR, donde el costo máximo de compra a trasladar al usuario final será:



: Mes para el cual se calcula el costo unitario de prestación del servicio.

: Fracción de la Demanda Comercial del Comercializador Minorista i, atendida mediante compras en Bolsa para abastecer el mercado regulado en el mes m-1, cuando las cantidades adquiridas en las subastas del MOR no cubran la totalidad de la demanda regulada.

: Precios promedio de la energía comprada en Bolsa por el Comercializador Minorista, en el mes m-1, expresado en $/kWh, cuando las cantidades adquiridas en las subastas del MOR no cubran la totalidad de la demanda regulada.
Donde,

: Fracción de la Demanda Comercial del Comercializador Minorista i atendida con compras en el MOR, para abastecer el mercado regulado, en el mes m-1.
: Precio promedio ponderado resultante de los precios obtenidos en las diferentes subastas del MOR por la energía adquirida por el Comercializador Minorista en el Mercado Organizado Regulado ($/kWh), para cubrir su demanda regulada en el mes m-1.

Donde,
: Factor de ajuste que se aplica al costo máximo de compra de energía expresado en $/kWh del Comercializador i para el mes m calculado conforme al Anexo 1 de la presente resolución.

Parágrafo 1. En el caso que los Comercializadores Minoristas presenten diferencias entre la demanda comercial y la demanda contratada, el precio de bolsa a trasladar corresponderá al neto de compras y ventas de energía de estos agentes en Bolsa.
CAPITULO IV
COSTOS DE TRANSMISIÓN, () y DISTRIBUCIÓN, ()

Artículo 9. Costos por uso del Sistema de Transmisión Nacional ($/kWh), (): El costo por uso del Sistema de Transmisión Nacional será equivalente a los cargos regulados por uso del STN, de acuerdo a la siguiente expresión:
Artículo 10. Costos por uso de Sistemas de Distribución ($/kWh), (): El costo por uso de los Sistemas de Distribución corresponderá al acumulado de los cargos regulados por Uso del STR y/o SDL hasta el nivel de tensión al cual se encuentre conectado el usuario, según la siguiente expresión:

Parágrafo 1. Mientras se expiden los cargos por área de distribución a que se refiere el Decreto 388 de 2007 y aquellos que lo sustituyan modifiquen o complementen, el cargo corresponderá al cargo trasladado al Comercializador Minorista por el LAC y el Operador de Red del sistema de distribución respectivo, correspondiente al mes m, para el nivel de tensión n, en que se encuentre conectado el usuario regulado, de acuerdo con los cargos por uso de STR y SDL del Operador de Red, que se encuentren vigentes.

CAPITULO V
COSTOS DE COMERCIALIZACIÓN

Artículo 11. Costos de Comercialización, y : Los costos de comercialización del servicio de electricidad se determinarán conforme la siguiente expresión:

Donde:

m : Es el mes para el cual se calcula el costo unitario de prestación del servicio. : Margen de Comercialización para del Comercializador Minorista i, del mercado de comercialización j, que incluye los costos variables de la actividad de comercialización correspondiente al mes m, expresado en ($/kWh). : Costo Base de Comercialización ($/factura), para el mercado de comercialización j, correspondiente al mes m, conforme se establezca en la resolución de metodología para la remuneración de la actividad de comercialización.

: Costos variables de la actividad de comercialización, para el mercado de comercialización j, en el mes m, conforme se establezca en la resolución de metodología para la remuneración de la actividad de comercialización.

: Costo mensual de las Contribuciones a las Entidades de Regulación (CREG) y Control (SSPD) liquidado al Comercializador Minorista i, conforme a la regulación vigente. El costo mensual de las contribuciones corresponderá a una doceava parte del pago anual que se efectúa a la CREG y a la SSPD y será incluido en la tarifa a partir de la fecha de dicho pago.

: Ventas Totales a Usuarios Finales, regulados y no regulados del Comercializador Minorista i, expresadas en kWh, en el mes m-1.
: Costos de los servicios del Centro Nacional de Despacho y ASIC expresados en Pesos ($) asignados al Comercializador Minorista i, correspondiente al mes m-1, de acuerdo con la regulación vigente.

: Costos de Garantías en el Mercado Mayorista expresado en Pesos ($), que se asignen al Comercializador Minorista i, correspondiente al mes m-1, conforme con la regulación vigente.

Parágrafo 1. La incorporación de estos costos podrá requerir un proceso de transición que la Comisión definirá en resolución independiente.

Artículo 12. Transición para la aplicación de los costos de comercialización: Hasta tanto se defina en regulación posterior, la metodología para la remuneración de la actividad de comercialización para el próximo Período Tarifario, los costos variables de comercialización de que trata el presente artículo corresponderán a los establecidos con base en la metodología de la Resolución CREG-031 de 1997, de acuerdo con la siguiente fórmula:
(Cero)


Donde:

: Costo de comercialización definido de acuerdo con la siguiente expresión:


Con:

: El Costo Base de Comercialización expresado en $/Factura del Comercializador, determinado con base en lo dispuesto en la Resolución CREG-031 de 1997.

: Hasta tanto se defina el nuevo cargo de comercialización, el Consumo Facturado Medio del Comercializador Minorista en el año t-1 de los usuarios conectados al sistema de distribución donde es aplicable el cargo. (Total de kWh vendidos a usuarios regulados y no regulados dividido entre el total de facturas expedidas a usuarios regulados y no regulados, sin considerar las debidas a errores de facturación).

: Variación acumulada en el Índice de Productividad del Sector Eléctrico. Esta variación se asumirá como del 1% anual.

IPCm-1 : Índice de Precios al Consumidor del mes m-1.

IPC0 : Índice de Precios al Consumidor del mes al que está referenciado el C*0.

: Costos de Garantías en el Mercado Mayorista expresado en $/kWh, que se asignen al comercializador conforme la regulación vigente. En la transición dichos costos corresponden a los que se ocasionan como consecuencia de la Resolución CREG 036 de 2006, o aquellas que las adicionen, modifiquen o sustituyan.

CAPITULO VI
COSTO DE RESTRICCIONES, ()

Costos por Restricciones y Servicios Asociados con Generación, (): El costo por restricciones y servicios asociados con generación se determinará según la siguiente expresión:



: Costo de Restricciones y de Servicios asociados con generación en $/kWh asignados al Comercializador Minorista i en el mes m.

CAPITULO VII

COSTO DE PÉRDIDAS,

Artículo 14. Costos de pérdidas de energía, transporte y reducción de las mismas, (): Los costos de gestión de pérdidas de energía trasladables al usuario final, expresados en $/kWh, se determinarán de conformidad con la siguiente expresión, que incluye: i) el costo de las pérdidas eficientes de energía; ii) los costos del transporte de las pérdidas eficientes de energía; y iii) los costos del Programa de Reducción de Pérdidas No Técnicas de energía, respectivamente.

Con,

Donde:

: Costos de compra de energía ($/kWh) del Comercializador Minorista i para el mes m determinados conforme se establece en el Capítulo III de la presente Resolución.
: Fracción de la Demanda Real del Comercializador Minorista que corresponde a las pérdidas de energía por uso del Sistema de Transmisión Nacional asignadas por el ASIC durante el mes m-1, conforme a la metodología vigente.
: Fracción o porcentaje expresado como fracción de las pérdidas de energía eficientes reconocidas por la CREG, para el Mercado de Comercialización j, en el mes m, acumulados hasta el nivel n del Sistema de Distribución respectivo.
: Cargos por uso del Sistema Nacional de Transmisión ($/kwh) para el mes m determinados conforme al Artículo 9 de la presente Resolución.

: Costo anual, expresado en pesos, asignado al Comercializador Minorista i, del Programa de Reducción de Pérdidas No Técnicas aprobado por la CREG para un Operador de Red, conforme la regulación vigente.
: Ventas Totales facturadas a Usuarios Finales, regulados y no regulados del Comercializador Minorista, calculadas en los doce meses anteriores al mes m-3, expresadas en kWh.

: Factor de Cumplimiento del Programa de Reducción de Pérdidas No Técnicas.


Parágrafo 1. El Factor de Cumplimiento del Programa de Reducción de Pérdidas No Técnicas será de 1 para el primer año de inicio del Programa. A partir del segundo año, y por el periodo que dure el Programa conforme a la Senda de Reducción de Pérdidas No Técnicas, la variableserá ponderada por el Factor de Cumplimiento del año inmediatamente anterior. El Factor de Cumplimiento se aproximará a uno (1) cuando éste sea mayor de 0.9.

Parágrafo 2. El Programa de Reducción de Pérdidas No Técnicas y sus costos serán definidos por la Comisión en regulación independiente. Hasta tanto estos sean determinados, se aplicarán las siguientes reglas:



Parágrafo 3. Una vez inicie el Programa de Reducción de Pérdidas No Técnicas, el factor corresponderá al aprobado por la CREG para cada nivel de tensión en desarrollo de Programa de Reducción de Pérdidas No Técnicas de Energía que presente el Operador de Red del Mercado de Comercialización correspondiente.

Artículo 15. Asignación y Recaudo del Costo del Programa de Reducción de Pérdidas No Técnicas: El Costo anual del Programa de Reducción de Pérdidas No Técnicas del Operador de Red será asignado entre los Comercializadores Minoristas de un Mercado de Comercialización a prorrata de la Demanda Comercial de los Comercializadores Minoristas, en ese mercado.

Parágrafo 1: El ASIC calculará para cada Mercado de Comercialización, conforme a los procedimientos que disponga la CREG en resolución independiente, la Demanda Comercial del Comercializador Minorista por Mercado de Comercialización.

Parágrafo 2: Al mes siguiente de ser facturado, el Comercializador Minorista de un Mercado de Comercialización girará al Operador de Red correspondiente, la fracción del costo del Programa de Reducción de Pérdidas No Técnicas según la participación de sus ventas a usuarios finales.

Artículo 16. Asignación de Pérdidas No Técnicas: La asignación de Pérdidas No Técnicas de Energía entre los Comercializadores Minoristas de un Mercado de Comercialización para efectos del cálculo de la Demanda Comercial del Comercializador Minorista por Mercado de Comercialización se realizará por parte del ASIC conforme el Anexo 2 de la presente Resolución.
CAPITULO VIII
DISPOSICIONES FINALES

Artículo 17. Incorporación de modificaciones en componentes de la fórmula: Las variaciones que se produzcan en la forma de cálculo de los valores de las componentes de generación, transmisión, distribución y otros, debido a modificaciones del marco regulatorio de las respectivas actividades, no implican cambios en la fórmula general a que se refiere la presente resolución.

Artículo 18. Aplicación de las normas sobre subsidios y contribuciones: Una vez el Comercializador Minorista determine el costo de prestación del servicio de electricidad con base en la fórmula de costos establecida en la presente resolución, aplicará las disposiciones sobre subsidios y contribuciones para efectos de determinar la tarifa. AArtículo 19. ctualización de los costos y las tarifas: Durante el período de vigencia de las fórmulas, los comercializadores podrán actualizar los costos de prestación del servicio, aplicando las variaciones en los índices de precios del Anexo 3 de la presente resolución con sujeción a las normas sobre subsidios y contribuciones. Artículo 20. Publicación: El Comercializador Minorista publicará en un periódico de amplia circulación, en los municipios donde preste el servicio, o en uno de amplia circulación nacional, en forma simple y comprensible las tarifas que aplicará a sus usuarios. Tal deber lo cumplirá antes de aplicar las tarifas o cada vez que reajuste las mismas. Los nuevos valores deberá comunicarlos a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a la Comisión de Regulación de Energía y Gas. Dicha publicación incluirá los valores de cada uno de los componentes de la Fórmula Tarifaria General. Parágrafo. Los Comercializadores Minoristas dispondrán de un plazo hasta de un (1) mes para adecuar sus sistemas comerciales, con el fin de dar cumplimiento a lo dispuesto en la presente resolución. Artículo 21. Fuentes de Información: Los comercializadores utilizarán, para efectos de publicación y liquidación de tarifas, el valor que suministre el ASIC y el LAC, así:
Cálculo del . El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) deberá suministrar la información del Costo Promedio Mensual ($/kWh) de todas las transacciones realizadas en el mercado mayorista mediante Contratos con destino al mercado regulado, denominado Mc, a más tardar el sexto día calendario del mes siguiente al consumo, con la información que tenga disponible.

Una vez se empiece a despachar los contratos celebrados en el MOR, el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) deberá suministrar la información del precio promedio ponderado por la energía adquirida por el Comercializador Minorista en el Mercado Organizado Regulado ($/kWh), en la misma fecha establecida en el inciso anterior.

Cálculo del . El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) deberá suministrar la información para el cálculo de este componente, a más tardar el sexto día calendario del mes siguiente al consumo, con la información que tenga disponible.

Cálculo del . El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) deberá suministrar la información de los costos por Centro Nacional de Despacho, ASIC y LAC asignados al Comercializador Minorista (CCD), a más tardar el sexto día calendario del mes siguiente al que corresponden los respectivos Cargos, con la información que tenga disponible.

Cálculo del .El Liquidador y Administrador de Cuentas del STN (LAC) deberá suministrar el valor de los Cargos por Uso del STN aplicables a los Comercializadores, a más tardar el sexto día calendario del mes siguiente al que corresponden los respectivos Cargos, con la información que tenga disponible.
Cálculo del . El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) deberá suministrar el valor de las pérdidas de energía por uso del Sistema de de Transmisión Nacional, aplicables a los Comercializadores, a más tardar el sexto día calendario del mes siguiente, con la información que tenga disponible.

Parágrafo. Las diferencias producidas por las correcciones solicitadas y aceptadas por el ASIC o el LAC y que no entraron en el cálculo de la información publicada por el comercializador, se incluirán como un valor diferencial en el cálculo del valor a publicar del mes siguiente.

Artículo 22. Vigencia de la Fórmula tarifaria: La Fórmula Tarifaria General regirá por cinco años, contados a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución. Vencido dicho período, esta fórmula continuará rigiendo mientras la Comisión no fije una nueva.

Artículo 23. Vigencia de la presente Resolución. La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial, y deroga todas las disposiciones que le sean contrarias.
PUBLIQUESE Y CUMPLASE

Dada en Bogotá, a los


A N E X O No. 1

CÁLCULO DEL AJUSTE TARIFARIO DE COMPRAS EN BOLSA

La variable de ajuste tarifario al costo máximo de compra de energía AJ se calculará de para cada una de las fases de la transición de que trata el Capítulo III de la presente Resolución, como se muestra en el presente anexo. Para el Comercializador i del mercado j, la variable de ajuste será la siguiente:

Donde:

: Mes para el cual se calcula el costo unitario de prestación del servicio.

: Factor de ajuste que se aplica al costo máximo de compra de energía expresado en $/kWh del Comercializador i para el mes m.

: Valor máximo del componente G en el mes m.
: Ventas de energía al Mercado Regulado para el mes m.

: Saldo acumulado de las diferencias entre el Costo Reconocido y el valor trasladado en la tarifa . A la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución dicho valor será cero.

Tasa de interés nominal mensual que se le reconoce al Comercializador Minorista por los saldos acumulados en la variable . Este valor equivaldrá al promedio de la tasa de crédito preferencial reportada por los establecimientos bancarios a la Superintendencia Financiera para el último mes disponible.
: Costo reconocido de compra de energía ($/kWh) para el mes m. Dicho valor equivale al valor del componente descontado la variable . El valor de para las fases de transición primera y segunda así como en la definitiva de Costos máximos de compra de energía será, conforme al Artículo 6, Artículo 7, y Artículo 8 de la presente resolución, los siguientes:



: La variable de referencia tomará los siguientes valores en cada una de las fases de la transición:





MANUEL MAIGUASHCA OLANO
HERNÁN MOLINA VALENCIA
Viceministro de Minas y Energía
Director Ejecutivo
Delegado del Ministro de Minas y Energía
Presidente
A N E X O No. 2

ASIGNACIÓN DE PÉRDIDAS NO TECNICAS DE ENERGÍA

La asignación de pérdidas no técnicas entre los comercializadores minoristas de un mercado de comercialización se implementará gradualmente conforme se establece en el presente anexo.

2.1 Primera fase de la Asignación de Pérdidas No Técnicas de energía entre comercializadores

Hasta tanto se inicie el Programa de Reducción Pérdidas No Técnicas para el Operador de Red de cada Mercado de Comercialización, las Pérdidas No Técnicas de Energía de dicho mercado, se asignarán entre los comercializadores que efectúan ventas a usuario final en el respectivo Mercado de Comercialización conforme a la siguiente expresión:

Donde:

: Pérdidas No Técnicas de Energía asignadas al Comercializador Minorista i del Mercado de Comercialización respectivo en el mes m (kWh).

: Pérdidas Totales de Energía del Mercado de Comercialización respectivo en el mes m (kWh).

: Pérdidas técnicas eficientes de todos los niveles de tensión del Mercado de Comercialización respectivo en el mes m (kWh), que aprobará la Comisión en Resolución independiente.

: Ventas de energía a usuario final (regulado y no regulado) del Comercializador Minorista i del Mercado de Comercialización respectivo en el mes m (kWh).

r : Número total de comercializadores en el Mercado de Comercialización respectivo.

La metodología para la determinación de los valores de , y , será definida en resolución independiente.

Para efectos del cálculo de la Demanda Comercial del Comercializador Minorista por Mercado de Comercialización, los valores de las pérdidas técnicas eficientes por nivel de tensión serán asumidos por los comercializadores minoristas de conformidad con los valores establecidos en la Resolución CREG-082 de 2002 o aquellas que la adicionen, sustituyan o modifiquen.


2.2 Segunda fase de la Asignación de Pérdidas No Técnicas de energía entre comercializadores.

A partir de la aprobación del Programa de Reducción de Pérdidas No Técnicas del Operador de Red por parte de la CREG, las Pérdidas No Técnicas de Energía de dicho mercado, se asignarán entre los Comercializadores Minoristas que efectúan ventas a usuario final en el respectivo mercado y el Operador de Red correspondiente, conforme a la siguiente expresión:

Donde:

: Pérdidas No Técnicas de Energía asignadas al Comercializador Minorista i del Mercado de Comercialización respectivo en el mes m (kWh).

: Pérdidas totales de energía (técnicas y no técnicas) del Mercado de Comercialización respectivo en el mes m (kWh). Estas pérdidas no superarán los niveles de pérdidas establecidas en la Senda de Reducción de Pérdidas.

: Pérdidas técnicas eficientes de todos los niveles de tensión del Mercado de Comercialización respectivo en el mes m (kWh).

: Ventas de energía a usuario final (regulado y no regulado) del Comercializador Minorista i del Mercado de Comercialización respectivo en el mes m (kWh).

r : Número total de comercializadores en el Mercado de Comercialización respectivo.

La metodología para la determinación de los valores de , y , así como la Senda de Reducción de Pérdidas serán definidas en resolución independiente.

Para efectos del cálculo de la Demanda Comercial del Comercializador Minorista por Mercado de Comercialización, los valores de las pérdidas técnicas eficientes por nivel de tensión serán asumidos por los Comercializadores Minoristas de conformidad con los valores establecidos en la Resolución CREG-082 de 2002 o aquellas que la adicionen, sustituyan o modifiquen.
Las pérdidas de energía que superen los valores correspondientes a la senda aprobada por la Comisión serán asumidas por el Operador de Red responsable de las mismas, a través del Comercializador Minorista con quien tenga vinculación económica.





MANUEL MAIGUASHCA OLANO
HERNÁN MOLINA VALENCIA
Viceministro de Minas y Energía
Director Ejecutivo
Delegado del Ministro de Minas y Energía
Presidente
A N E X O No. 3

IDENTIFICACIÓN DE LOS INDICES DE PRECIOS

Variación Acumulada del Índice de Precios: Es el cambio porcentual entre dos períodos definidos, resultante de establecer la división entre el número índice del período más reciente sobre el número índice del período desde donde se desea medir la variación.

Por su parte, el Índice es una medida estadística que hace explícitos los cambios ocurridos en una variable o grupo de variables en el tiempo. Se presenta en forma de porcentaje, resultante de la división entre los valores absolutos de la variable o conjunto de variables y otro valor fijo, que se toma como base de comparación o referencia para determinar con respecto a él, el movimiento porcentual de la variable o grupo de variables.

Para efectos tarifarios el costo unitario de prestación del servicio (CU), definido en la presente Resolución se actualizará cada vez que éste acumule una variación de por lo menos el tres por ciento (3%) en alguno de los índices de precios que considera la fórmula, conforme a lo dispuesto en el artículo 125 de la ley 142 de 1994.

1. Determinación de Índices de Precios

Con base en la Fórmula tarifaria general definida en la presente Resolución, los índices de precios asociados con ella, para todas las empresas donde las fórmulas tengan aplicación en el período mensual m, se determinarán de la siguiente forma:


donde:

: Es el Índice de Precios definido del componente W, en el mes m, que acumula la variación en dicho componente.

: Es el precio (pesos por unidades de consumo) del componente W, en el mes m.

: Es el precio (pesos por unidades de consumo) del componente W, en el mes base diciembre de 2007.

2. Variación de los Índices de Precios

De conformidad con las definiciones y prácticas corrientes, la variación entre el período m-p y el período m del índice de precios del componente W, se define como:



Para efectos de determinar la variación del 3%, de que trata el Artículo 125 de la Ley 142 de 1994, se definen los subíndices m-p y m de la siguiente forma:

m: Es el período para el cual se evalúa la aplicación de la variación del índice en un 3%.

m-p: Es el período en el que se actualizó por última vez la fórmula tarifaria.

Con base en la Fórmula Tarifaria, definida en la presente resolución, a continuación se identifican los índices asociados con cada uno de los componentes que incluye.

Costo Unitario de Prestación del Servicio de Energía Eléctrica:






donde:

: Es el Índice de Precios definido para la Componente variable del costo unitario de prestación del servicio de Energía Eléctrica en el mes m.

: Es el Componente variable del costo unitario de prestación del servicio de Energía Eléctrica expresado en $/kWh, en el nivel de tensión n, del Comercializador Minorista i, en el Mercado de Comercialización j, para el mes m.


: Es el Componente variable del costo unitario de prestación del servicio de Energía Eléctrica ($/kWh), en el nivel de tensión n, del Comercializador Minorista i, en el Mercado de Comercialización j, aplicado en el mes base.

Cargo Fijo



Donde:

: Es el Índice de Precios definido para la componente fija del costo unitario de prestación del servicio, en el mes m.

: Es la Componente fija del costo unitario de prestación del servicio ($/factura) en el mes m, para el mercado de comercialización j.

: Es el Cargo Fijo expresado en $/factura, para el mercado de comercialización j, calculado para el mes base.


Costo de Compra de Energía



Donde:

: Es el Índice de Precios definido del componente , en el mes m.

: Es el Costo de compra de energía ($/kWh) del Comercializador Minorista i, en el Mercado de Comercialización j, en el mes m.

: Es el Costo de compra de energía expresado en $/kWh, del Comercializador Minorista i, en el Mercado de Comercialización j, trasladado en el , calculado para el mes base.

Costo de Restricciones



Donde:

: Es el Índice de Precios definido del componente , en el mes m.

: Es el Costo de Restricciones y de Servicios asociados con generación en $/kWh asignados al Comercializador Minorista i en el mes m.

: Es Costo de Restricciones y de Servicios asociados con generación en $/kWh asignados al Comercializador Minorista i, trasladado en el , calculado para el mes base.

Costo Promedio por Uso del STN



Donde:

: Es el Índice de Precios definido del componente en el mes m.

: Es el Costo promedio por uso del STN ($/kWh) correspondiente al mes m.

: Es el Costo promedio por uso del STN ($/kWh), trasladado en el calculado para el mes base.

Costo de Distribución


Donde:

: Es el Índice de Precios definido del componente D n, ,m, en el mes m.
: Costo de Distribución del Comercializador Minorista en el correspondiente Mercado de Comercialización expresado en $/kWh, para el Nivel de Tensión n, en el mes m.

: Es el costo de distribución en $/kWh correspondiente al nivel de tensión n, de acuerdo con lo establecido en la regulación vigente calculado para el mes base y trasladado en el .

Costo Variable de Comercialización



Donde:

: Es el Índice de Precios definido del componente en el mes m.

: Es el Margen de Comercialización para del Comercializador Minorista i, del mercado de comercialización j, expresado en $/kWh, en el mes m.

: Es el Margen de Comercialización para del Comercializador Minorista i, del mercado de comercialización j, expresado en $/kWh, trasladado en el , calculado para el mes base.

Costo de Pérdidas


Donde:

: Es el Índice de Precios definido del componente en el mes m.

: Es el Costo de compra, transporte y reducción de pérdidas de energía expresado en $/kWh, en el mes m.

: Es el Costo de Costo de compra, transporte y reducción de pérdidas de energía en $/kWh, trasladado en el calculado para el mes base.




MANUEL MAIGUASHCA OLANO
HERNÁN MOLINA VALENCIA
Viceministro de Minas y Energía
Director Ejecutivo
Delegado del Ministro de Minas y Energía
Presidente
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Ultima actualización: 26/02/2008 04:38:14 p.m.
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