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 permiten a los comercializadores de electricidad establecer los costos de prestación del servicio a usuarios regulados en el Sistema Interconectado Nacional, para el período 1998-2002; Que la Resolución CREG-079 de 1997 adecuó la Resolución CREG-113 de 1996 a las decisiones que, en materia tarifaria, adoptó la Comisión de Regulación de Energía y Gas en la Resolución 031 de 1997; Que la Resolución CREG-244 de 1997 aclaró la aplicación de la Resolución CREG-031 de 1997, para comercializadores nuevos en mercados existentes, o comercializadores existentes que deseen atender mercados existentes diferentes a los que actualmente atienden; 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 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 se recibieron observaciones de las siguientes entidades: Codensa S.A. E.S.P, Empresas Públicas de Medellín, Empresas Municipales de Cali, Electrificadora de la Costa S.A. E.S.P, Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P, Empresa Antioqueña de Energía S.A. E.S.P, Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P, Empresa de Energía del Quindío S.A. E.S.P., Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P, Electrificadora del Huila S.A. E.S.P, Veeduría de Cali, Contraloría Distrital, Comité Asesor de Comercialización CAC, Asociación Nacional de Industriales ANDI, Asociación Nacional de Empresas de Servicios Públicos y Actividades Complementarias e Inherentes -ANDESCO, y así como un estudio adelantado por la Asociación Colombiana de Distribuidores -ASOCODIS-; Que mediante la Resolución 108 de 2003, la CREG dio cumplimiento al Artículo 116 inciso 2º de la Ley 812 de 2003, para los Servicios de Energía Eléctrica y Gas Combustible por Red de Tubería; Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su Sesión No. XXX del XXXXX, aprobó el contenido de la presente Resolución;
ARTICULO 7. OPCIONES TARIFARIAS. El Comercializador de Energía Eléctrica deberá ofrecer opciones tarifarias a sus usuarios finales regulados, que le permitan trasladar los costos de las actividades involucradas en la prestación del servicio de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional. Parágrafo. La aplicación de las opciones tarifarias estará sujeta a las equivalencias de las fórmulas determinadas en el Anexo 3 de la presente resolución, el cual forma parte integral de la misma. ARTICULO 8. PUBLICIDAD. Todo comercializador que atienda usuarios regulados hará públicas, en forma simple y comprensible, por medio de un periódico de amplia circulación en los distritos y municipios donde preste el servicio, o en uno de circulación nacional, las tarifas que aplicará a los usuarios. Tal deber lo cumplirá antes de iniciar la aplicación de la fórmula tarifaria general aquí regulada y cada vez que reajuste las tarifas. Los nuevos valores deberán comunicarlos a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a la Comisión de Regulación de Energía y Gas.
ARTICULO 9 VIGENCIA Y DEROGATORIAS. Esta resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial y deroga todas las disposiciones que le sean contrarias.
Rm,t : Costo de Restricciones y Servicios complementarios en $/kWh del comercializador, correspondiente al mes m del año t, que se calculará en la forma establecida en el numeral 2 del presente anexo.
Tm,t : Costo Promedio por Uso del STN en $/kWh para el comercializador, para el mes m del año t, que se calculará en la forma establecida en el numeral 3 de este anexo. Dn,m,t : Costo de Distribución para el comercializador en la correspondiente Área de Comercialización, expresado en $/kWh, para el Nivel de Tensión n, en el mes m del año t, que se calculará en la forma establecida en el numeral 4 del presente anexo.
Cm,t : Costo de comercialización expresado en $/kWh del comercializador, para el mes m del año t, que se calculará en la forma establecida en el numeral 5 de este anexo.
IPRSTNt-1: Índice de Pérdidas Reales del Sistema de Transmisión Nacional asignadas al Comercializador, en el año t-1, calculado por el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC), que se calculará en la forma establecida en el numeral 6 de este anexo.
IPADn,t: Índice de Pérdidas Acumuladas del Sistema de Distribución STR/SDL reconocidas al Distribuidor que opera en la respectiva Área de Comercialización para el nivel de tensión n, en el año t, que se calculará en la forma establecida en el numeral 6 de este anexo.
IPRC1,t: Índice de Pérdidas Reconocidas al Comercializador para el nivel de tensión 1, en el año t que se calculará en la forma establecida en el numeral 6 de este anexo.
Por tanto, el costo de prestación del servicio a trasladar al usuario final sería igual:
Cargo Variable:
Donde:
Tm,t : Costo Promedio por Uso del STN en $/kWh para el comercializador, para el mes m del año t, que se calculará en la forma establecida en el numeral 3 de este anexo.
Dn,m,t : Costo de Distribución para el comercializador en la correspondiente Área de Comercialización, expresado en $/kWh, para el Nivel de Tensión n, en el mes m del año t, que se calculará en la forma establecida en el numeral 4 del presente anexo.
CVm,t : Costo variable de comercialización expresado en $/kWh del comercializador, para el mes m del año t, que se calculará en la forma establecida en el numeral 5 de este anexo.
IPADn,t: Índice de Pérdidas Acumuladas del Sistema de Distribución STR/SDL reconocidas al Distribuidor que opera en la respectiva área de comercialización para el nivel de tensión n, en el año t, que se calculará en la forma establecida en el numeral 6 de este anexo.
C*m,t: Costo de Comercialización del comercializador expresado en $/kWh, para el mes m del año t.
: Variación acumulada en el Índice de Productividad del Sector Eléctrico, desde la vigencia de la fórmula tarifaria específica de cada empresa. Para el primer periodo de regulación, 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.
CCDm-1: Cargos por Centro Nacional de Despacho, Centros Regionales de Despacho y SIC expresado en $/kWh asignados al comercializador para el mes m-1.
CERt-1: Costo efectivo, por la actividad de comercialización, de Contribuciones a las Entidades de Regulación (CREG) y Control (SSPD), asignado al comercializador en el año anterior a t. IPRSTN: Índice de Pérdidas Reales del Sistema de Transmisión Nacional asignadas al Comercializador, calculadas por el LAC. Estas pérdidas corresponderán al promedio del año inmediatamente anterior (noviembre a noviembre). IPADn,t: Índice de Pérdidas Acumuladas del Sistema de Distribución STR/SDL reconocidas al Distribuidor que opera en la respectiva área de comercialización para el nivel de tensión n, en el año t.
IPPm-1: Índice de Precios del Productor Total Nacional del mes anterior al mes m.
En caso de que el comercializador sea una empresa diferente de la que realiza la actividad de transmisión regional y/o distribución local, y cuando el Sistema de Transmisión Regional y/o Distribución Local no esté conectado directamente al STN, las ventas de energía, medida en la frontera comercial, que haga el comercializador se referirán al nivel de tensión de 220 kV para efectos de liquidar los cargos por uso del STN y las cuentas ante el SIC, con los porcentajes de pérdidas correspondientes a la sumatoria del Índice de Porcentaje de Pérdidas Acumuladas del Sistema de Distribución STR/SDL reconocidas al Distribuidor que opera en la respectiva área de comercialización, en el nivel de Tensión donde tenga la frontera y el Índice de Pérdidas Reconocidas al Comercializador por Pérdidas No Técnicas Gestionables, las cuales solo se reconocen en el Nivel de Tensión 1.
Cargo Fijo
EQUIVALENCIAS DEL COSTO UNITARIO DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA PARA OPCIONES TARIFARIAS
Tp,m,t : Costo Promedio por Uso del STN en $/kWh del período horario p, para el mes m del año t, conforme con lo señalado en este anexo. Dp,n,m,t : Costo de Distribución en $/kWh del período horario p en el Nivel de Tensión n, para el mes m del año t, conforme con lo señalado en este anexo. C m,t : Costo de comercialización expresado en $/kWh para el mes m del año t, conforme con el numeral 5 del Anexo No. 1.
IPRSTN: Índice de Pérdidas Reales del Sistema de Transmisión Nacional asignadas al Comercializador, calculadas por el LAC. Estas pérdidas corresponderán al promedio del año inmediatamente anterior (noviembre a noviembre), conforme con el numeral 6 del Anexo No. 1.
IPADn,t: Índice de Pérdidas Acumuladas del Distribuidor que opera en el respectivo mercado de comercialización para el nivel de tensión n, en el año t, conforme con el numeral 6 del Anexo No. 1.
IPRC n,t: Índice de Pérdidas Reconocidas al Comercializador en el nivel de tensión n, en el año t, conforme con el numeral 6 del Anexo No. 1 y el Anexo No. 4.
2. En el caso de que la Comisión de Regulación de Energía y Gas decida establecer un cargo fijo de comercialización, la Fórmula Tarifaria General aplicable a los Usuarios Regulados del servicio público domiciliario de energía eléctrica que se les factura con opción horaria tendrá los siguientes componentes de cargos:
Tp,m,t : Costo Promedio por Uso del STN en $/kWh del período horario p, para el mes m del año t, conforme con lo señalado en este anexo. Dp,n,m,t : Costo de Distribución en $/kWh del período horario p en el Nivel de Tensión n, para el mes m del año t, conforme con lo señalado en este anexo. CV m,t : Cargo variable de comercialización expresado en $/kWh para el mes m del año t, conforme con el numeral 5 del Anexo No. 1.
Cargo Fijo:
INDICE DE PERDIDAS RECONOCIDAS PARA LA ACTIVIDAD DE COMERCIALIZACIÓN