RESOLUCIÓN 85 DE 2008

(julio 25)

Diario Oficial No. 47.123 de 25 de septiembre de 2008

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Por la cual se ordena hacer público un proyecto de resolución de carácter general que pretende expedir la CREG con el fin de adoptar normas sobre las metodologías generales para remunerar las actividades de generación, distribución y comercialización de energía eléctrica, y las fórmulas tarifarias generales para establecer el costo unitario de prestación del servicio público de energía eléctrica en el Archipiélago de San Andrés, Providencia y Santa Catalina.

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 2253 de 1994 y 2696 de 2004,

CONSIDERANDO:

Que según el artículo 9o del Decreto 2696 de 2004, la Comisión debe hacer público en su página web todos los proyectos de resoluciones de carácter general que pretenda adoptar, con las excepciones que allí se señalan, con antelación no inferior a treinta (30) días a la fecha de su expedición;

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su Sesión número 381 del día 25 de julio de 2008, aprobó hacer público el proyecto de resolución por la cual se adoptan normas sobre las condiciones para la determinación de cargos máximos por competencia a la entrada para el servicio público domiciliario de energía eléctrica para el Archipiélago de San Andrés, Providencia y Santa Catalina,

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. Hágase público el proyecto de resolución el cual se establecen las metodologías generales para remunerar las actividades de generación, distribución y comercialización de energía eléctrica, y las fórmulas tarifarias generales para establecer el costo unitario de prestación del servicio público de energía eléctrica en el Archipiélago de San Andrés, Providencia y Santa Catalina.

ARTÍCULO 2o. Se invita a los agentes, usuarios, Autoridades Locales municipales y Departamentales competentes, Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y demás interesados, para que remitan sus observaciones o sugerencias sobre la propuesta, dentro de los diez (10) días siguientes a la publicación de la presente resolución en la página web de la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

ARTÍCULO 3o. 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, y los demás aspectos previstos en el artículo 10 del Decreto 2696 de 2004.

ARTÍCULO 4o. La presente resolución no deroga disposiciones vigentes por tratarse de un acto de trámite.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 25 de julio de 2008.

El Presidente,

MANUEL MAIGUASHCA OLANO,

Viceministro de Minas y Energía, delegado del Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

HERNÁN MOLINA VALENCIA.

PROYECTO DE RESOLUCION.

Por la cual se establecen las metodologías generales para remunerar las actividades de generación, distribución y comercialización de energía eléctrica, y las fórmulas tarifarias generales para establecer el costo unitario de prestación del servicio público de energía eléctrica en el Archipiélago de San Andrés, Providencia y Santa Catalina.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en ejercicio de las atribuciones legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 de 1994 y 143 de 1994, y en desarrollo de los Decretos 1524 y 2253 de 1994, 2696 de 2004, y

CONSIDERANDO:

Que según el artículo 74.1 de la Ley 142 de 1994 la Comisión de Regulación de Energía y Gas es competente para regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía y gas combustible;

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas tiene la función de regular los monopolios en la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica, cuando la competencia no sea, de hecho, posible; y en los demás casos, la de promover la competencia entre quienes presten servicios públicos, para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean económicamente eficientes, no impliquen abuso de la posición dominante y produzcan servicios de calidad;

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 40 de la Ley 142 de 1994 permite a las entidades territoriales competentes la creación de Areas de Servicio Exclusivo, por motivos de interés social y con el propósito de que la cobertura de los servicios públicos de distribución domiciliaria de energía eléctrica, se pueda extender a las personas de menores ingresos, mediante invitación pública;

Que de conformidad con el parágrafo 1o del artículo 40 de la Ley 142 de 1994 la comisión de regulación respectiva definirá, por vía general, cómo se verifica la existencia de los motivos que permiten la inclusión de áreas de servicio exclusivo en los contratos, así como los lineamientos generales y las condiciones a las cuales deben someterse ellos; y, antes de que se abra una licitación que incluya estas cláusulas dentro de los contratos propuestos, verificará que ellas sean indispensables para asegurar la viabilidad financiera de la extensión de la cobertura a las personas de menores ingresos;

Que de conformidad con lo establecido en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, vencido el período de vigencia de las fórmulas tarifarias, estas continuarán rigiendo mientras la Comisión no fije las nuevas;

Que de conformidad con lo establecido en el artículo 3o de la Ley 143 de 1994 corresponde al Estado regular las situaciones donde el monopolio natural no permita la prestación eficiente del servicio de energía en condiciones de libre competencia;

Que el artículo 6o de la Ley 143 de 1994, entre otros aspectos, establece que las actividades relacionadas con el servicio de electricidad se regirán por el principio de adaptabilidad que conduce a la incorporación de los avances de la ciencia y la tecnología que aporten mayor calidad y eficiencia en la prestación del servicio al menor costo económico;

Que el artículo 11 de la Ley 143 de 1994, derogado por el artículo 1o de la Ley 855 de 2003 define las Zonas No Interconectadas como: “Para todos los efectos relacionados con la prestación del servicio público de energía eléctrica se entiende por Zonas No Interconectadas a los municipios, corregimientos, localidades y caseríos no conectadas al Sistema Interconectado Nacional, SIN”;

Que conforme a lo establecido en el artículo 71 de la Ley 143 de 1994, le corresponde al Gobierno Nacional ejecutar directamente o a través de terceros, las actividades relacionadas con la generación, transmisión y distribución de energía en Zonas no Interconectadas del país, para lo cual deberá promover inversiones eficientes con los recursos del presupuesto nacional;

Que de conformidad con el artículo 74 de la Ley 143 de 1994, las empresas prestadoras del servicio público de energía eléctrica localizadas en las Zonas No Interconectadas podrán desarrollar en forma integrada las actividades de generación, distribución y comercialización;

Que la Ley 697 de 2001, establece que el Ministerio de Minas y Energía formulará los lineamientos de las políticas, estrategias e instrumentos para el fomento y la promoción de las fuentes no convencionales de energía, con prelación en las zonas no interconectadas;

Que el artículo 65 de la Ley 1151 de 2007 estableció que “El Ministerio de Minas y Energía diseñará esquemas sostenibles de gestión para la prestación del servicio de energía eléctrica en las Zonas no Interconectadas. Para este propósito, podrá establecer áreas de servicio exclusivo para todas las actividades involucradas en el servicio de energía eléctrica”;

Que de acuerdo con lo establecido en el artículo 978 del Código de Comercio, cuando la prestación de un servicio público está regulada por el Gobierno, las condiciones de los contratos deberán sujetarse a los respectivos reglamentos;

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas expidió la Resolución CREG-073 de 1998, por la cual se aprobó la fórmula general que permite a los comercializadores de electricidad establecer el costo de prestación del servicio a usuarios regulados en el Archipiélago de San Andrés y Providencia y se dictan otras disposiciones;

Que la Resolución CREG-073 de 1998 fue modificada por las Resoluciones CREG-092 y 111 de 2001;

Que por lo anterior, mediante Resolución CREG-018 de 2003, la Comisión de Regulación de Energía y Gas sometió a consideración de los agentes, usuarios y terceros interesados, las bases conceptuales sobre las cuales se establecerá la fórmula tarifaria de energía eléctrica aplicable a los usuarios regulados del Archipiélago de San Andrés y Providencia, para el próximo período tarifario, en cumplimiento del artículo 127 de la Ley 142 de 1994,

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. La presente resolución tiene como objeto establecer normas sobre las metodologías generales para remunerar las actividades de generación, distribución y comercialización de energía eléctrica, y las fórmulas tarifarias generales para establecer el costo unitario de prestación del servicio público de energía eléctrica en el Archipiélago de San Andrés, Providencia y Santa Catalina.

CAPITULO I.

DEFINICIONES Y ÁMBITO DE APLICACIÓN.

ARTÍCULO 2o. DEFINICIONES. Para la interpretación y aplicación de esta resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones contenidas en las Leyes 142 y 143 de 1994 y en las resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes:

Acceso al Sistema de Distribución: Es la utilización de los Sistemas de Distribución de energía eléctrica, por parte de Agentes y usuarios, a cambio del pago de cargos por uso de la red y de los cargos de conexión correspondientes.

ACPM (Diésel Corriente): Aceite Combustible para Motores, corresponde al Fuel Oil No. 2D y se referencia por las normas ASTM D 975 y NTC 1438.

Actividad de Monitoreo: Actividad consistente en la recolección, administración y procesamiento centralizado de la información de calidad y continuidad del servicio de generación de energía eléctrica en las Zonas No Interconectadas, a través de equipos y sistemas de información.

Area de Servicio Exclusivo: Es el área geográfica correspondiente a los municipios, cabeceras municipales y centros poblados sobre las cuales la autoridad competente otorga exclusividad en la prestación del servicio mediante contratos.

Biocombustible: Es un combustible obtenido a partir de biomasa, que para efectos de la presente resolución: i) Funciona en motores de combustión interna, sin que sea necesaria ninguna modificación en los mismos, o ii) A través de combustión externa provee energía a un proceso de producción de energía eléctrica.

Cargo de Generación: Es el cargo máximo de generación en pesos por kWh ($/kWh), aprobado por la Comisión, aplicable a los Sistemas del Archipiélago de San Andrés, Providencia y Santa Catalina.

Cargo de Distribución: Es el cargo máximo unitario de distribución en pesos por kWh ($/kWh), aprobado por la Comisión, aplicable a los Sistemas de Distribución de Energía Eléctrica en el Archipiélago de San Andrés, Providencia y Santa Catalina.

Cargo de Comercialización: Es el cargo máximo de comercialización en pesos por kWh ($/kWh), aprobado por la Comisión, aplicable a los Sistemas del Archipiélago de San Andrés, Providencia y Santa Catalina.

Comercialización Minorista en las ZNI: 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 en ZNI: Persona natural o jurídica que desarrolla la actividad de Comercialización Minorista en el Archipiélago de San Andrés, Providencia y Santa Catalina.

Conexiones de Acceso al Sistema de Distribución (Conexión): Activos de uso exclusivo, que no hacen parte del Sistema de Distribución, que permiten conectar un Comercializador, un Generador, o un usuario a un Sistema de Distribución. La conexión de un usuario se compone básicamente de los equipos que conforman el centro de medición y la acometida, activos que son propiedad de quien los hubiere pagado, si no fueren inmuebles por adhesión.

Costo Unitario de Prestación del Servicio de Energía Eléctrica (CU): Es el costo económico eficiente de prestación del servicio al usuario final regulado, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh) 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.

Distribución de Energía Eléctrica con Red Física en ZNI: Es el transporte de energía eléctrica a través de redes físicas, desde la barra de entrega de energía del Generador al Sistema de Distribución, hasta la conexión de un usuario, de conformidad con la definición del numeral 14.25 de la Ley 142 de 1994.

Distribución de Energía Eléctrica sin Red Física en ZNI: Es el suministro del servicio de disponibilidad de energía eléctrica o de potencia, a través de redes humanas de servicio, para ser generada o estar disponible en el domicilio del usuario.

Distribuidor de Energía Eléctrica: Persona encargada de la administración, la planeación, la expansión, la operación y el mantenimiento de todo o parte de la capacidad de un Sistema de Distribución. Los activos utilizados pueden ser de su propiedad o de terceros.

Empresas de Servicios Públicos: Las definidas en el Título I, Capítulo I, de la Ley 142 de 1994.

Fórmula Tarifaria Específica: Conjunto de criterios y de métodos de carácter particular, sujetos a la Fórmula Tarifaria General, resumidos por medio de una fórmula, en virtud de los cuales cada Comercializador puede modificar periódicamente las tarifas que cobra a sus Usuarios Regulados. Cuando se haga referencia a fórmula tarifaria de una empresa debe entenderse la Fórmula Tarifaria Específica.

Fórmula Tarifaria General: Conjunto de criterios y de métodos de tipo general en virtud de los cuales se determina, a los Comercializadores de energía eléctrica que atienden a Usuarios Regulados, el costo promedio por unidad.

Fuel Oil No 2D: Es el ACPM definido en la presente resolución.

Fuel Oil No 6: También conocido como combustóleo No 6, es un combustible elaborado a partir de productos residuales que se obtienen de los procesos de refinación del petróleo. Tiene un poder calorífico mínimo de 41500 Kj/Kg medido de acuerdo con la norma ASTM D 4868.

Mercado Relevante de Comercialización: Conjunto de usuarios conectados a un mismo Sistema de Distribución Local o atendido sin red física por un Distribuidor.

Niveles de Tensión: Clasificación de los Sistemas de Distribución de San Andrés, Providencia y Santa Catalina por niveles, en función de la tensión nominal de operación, según la siguiente definición:

Nivel 4: Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 57.5 kV y menor a 220 kV.

Nivel 3: Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 30 kV y menor de 57.5 kV.

Nivel 2: Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 1 kV y menor de 30 kV.

Nivel 1: Sistemas con tensión nominal menor a 1 kV.

Obligación de Prestación del Servicio: Vínculo resultante del Proceso Competitivo que impone a un Agente el deber de prestar el servicio de una o varias actividades de energía eléctrica en un Area de Servicio Exclusivo durante el período de vigencia.

Parque de Generación: Conjunto de unidades de generación con el que se atiende un Mercado Relevante de Comercialización.

Pérdidas de energía en Distribución: Es la energía perdida en un Sistema de Distribución y reconocida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

Período de Planeación: Período de tiempo que transcurre entre la fecha de ejecución del Proceso Competitivo y la fecha de inicio del Período de Vigencia de la Obligación de Prestación del Servicio asignada en dicho proceso.

Período de Preparación: Período de tiempo que transcurre entre la fecha de anuncio de la ejecución del Proceso Competitivo y el día de realización del mismo.

Período de Vigencia: Período de tiempo durante el cual se genera la Obligación de Prestación del Servicio.

Periodo Tarifario: Período por el cual la Fórmula Tarifaria General con sus respectivos componentes tienen vigencia, de acuerdo con lo establecido en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, o con lo establecido en los contratos de concesión correspondientes.

Proceso Competitivo: Invitación pública abierta para concursar por la asignación de Obligaciones de Prestación del Servicio en un Area de Servicio Exclusivo con reglas definidas por la autoridad competente para la determinación del precio y para asignar la obligación correspondiente.

SIN: Sistema Interconectado Nacional.

Sistema de Distribución: Es el conjunto de redes físicas de uso público que transportan energía eléctrica desde la barra de un Generador hasta el punto de derivación de las acometidas de los inmuebles, sin incluir su conexión y medición. No se incluyen los transformadores elevadores ni servicios auxiliares del Generador.

Zonas No Interconectadas: Para todos los efectos relacionados con la prestación del servicio público de energía eléctrica se entiende por Zonas No Interconectadas a los municipios, corregimientos, localidades y caseríos no conectadas al Sistema Interconectado Nacional, SIN.

ARTÍCULO 3o. AMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución se aplica a todas las personas que, estando organizadas en alguna de las formas dispuestas por el Título I de la Ley 142 de 1994, desarrollan las actividades de generación, distribución y/o comercialización de energía eléctrica en el Archipiélago de San Andrés, Providencia y Santa Catalina.

ARTÍCULO 4o. REMUNERACIÓN DE LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO. La remuneración de la prestación del servicio en el Archipiélago de San Andrés, Providencia y Santa Catalina se podrá efectuar por una de las siguientes metodologías: i) Cargos determinados por competencia a la entrada mediante los procesos competitivos de que tratan los Capítulos II y III de la presente resolución, o ii) Cargos regulados determinados por costos medios, según lo establezca la CREG.

CAPITULO II.

CARGOS REGULADOS PARA LA REMUNERACIÓN DE LA ACTIVIDAD DE GENERACIÓN EN EL ARCHIPIÉLAGO DE SAN ANDRÉS, PROVIDENCIA Y SANTA CATALINA.

ARTÍCULO 5o. DETERMINACIÓN DE CARGOS MÁXIMOS DE GENERACIÓN POR COSTOS MEDIOS. Los Cargos Máximos de Generación, se calcularán a partir del proceso competitivo adelantado en el año 1995 por parte de Corelca S.A. E.S.P., para la prestación del servicio.

PARÁGRAFO. Los cargos máximos establecidos por la CREG con base en el proceso competitivo adelantado por Corelca se aplicarán hasta la vigencia de este contrato. A partir de la fecha finalización del contrato con Corelca se estimarán los costos de generación como se establece en la Resolución CREG 091 de 2007 o hasta el momento en que entren en vigencia los cargos máximos determinados por el concesionario en un Area de Servicio Exclusivo. Si vencido este período, no se ha considerado desarrollar una nueva metodología dichas fórmulas continuarán rigiendo hasta tanto la Comisión no fije las nuevas.

ARTÍCULO 6o. CÁLCULO DEL CARGO MÁXIMO DE GENERACIÓN. El prestador del servicio determinará para cada tecnología de generación, los cargos máximos por energía generada o por capacidad disponible, como la suma de los costos de disponibilidad, mantenimiento, lubricantes y combustibles lo anterior dividido entre la energía generada.

ARTÍCULO 7o. REMUNERACIÓN DE LA COMPONENTE DE DISPONIBILIDAD Y MANTENIMIENTO DE TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN. La componente de disponibilidad y mantenimiento de los Cargos Regulados de Generación, expresada en ($/kWh), de acuerdo al proceso competitivo adelantado por Corelca incluye los costos de desarrollo, inversión, gastos financieros, operación y mantenimiento, seguros transportes, impuestos, imprevistos, gastos administrativos, utilidades y todos los que incurra el prestador por el suministro de nuevos equipos, obras civiles, recuperación de los equipos existentes, ejecución de obras civiles y electromecánicas, como se muestra a continuación:

Donde:

CDu_m-1= Cargo Unitario de disponibilidad del mes anterior pactado contractualmente del contrato Corelca –US SOPESA y se muestran en el parágrafo 1. (US$/kW-mes)

D_m-1= Corresponde al mínimo entre la disponibilidad reportada y la disponibilidad que se publica por la CREG en el parágrafo 2 y que corresponde a la pactada contractualmente entre Corelca y la UTS SOPESA. (kW).

TRM_m-1= Corresponde al tasa representativa del mercado para el último día del mes. ($/US$)

i: Se refiere a 1 si es la Isla de San Andrés y 2 a la Isla de Providencia y Santa Catalina.

PARÁGRAFO 1o. Cargo unitario de disponibilidad:

Fuente: Contrato Corelca –UTE SOPESA

PARÁGRAFO 2. Cargo unitario de disponibilidad:

Fuente: Contrato Corelca –UTE SOPESA

ARTÍCULO 8o. REMUNERACIÓN DE LA COMPONENTE DE LUBRICANTES DE TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN. La componente de lubricantes de los Cargos Regulados de Generación, expresada en ($/kWh), de acuerdo al proceso competitivo adelantado por Corelca incluye los costos de los lubricantes, como se muestra a continuación:

Donde:

celA_m-1= Consumo específico de lubricantes en las plantas de San Andrés en el mes anterior y que se determinan en el contrato firmado por Corelca S.A. ESP. (Gal/kWh)

ceLP_m-1= Consumo específico de lubricantes en las plantas de Providencia en el mes anterior y que se determinan en el contrato firmado por Corelca S.A. ESP. (Gal/kWh)

PA_m-1= Valor de mercado de los lubricantes en las plantas de San Andrés y Providencia en el mes anterior, que debe ser soportado por la facturas de compra y reportado al Sistema Único de Información por el prestador. ($/gal)

E_m-1= Total de energía generada en el mes anterior. (kWh)

ARTÍCULO 9o. REMUNERACIÓN DE LA COMPONENTE DE COMBUSTIBLES DE TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN. La componente de combustibles de los Cargos Regulados de Generación, expresada en ($/kWh), se remunerará como se muestra a continuación:

Donde:

E_m-1=Generación de las plantas para el mes anterior. (kWhmes)

HR_m-1=Heat rate reconocido por la CREG y que corresponde a lo contratado por Corelca y la UTS Sopesa. (BTU/kWh)

PC_m-1= Precio de combustible para el mes anterior, que debe ser soportado por la facturas de compra y reportado al Sistema Único de Información por el prestador. ($/gal)

PoC = Poder calorífico del combustible comprado, que debe ser soportado por la facturas de compra y reportado al Sistema Único de Información por el prestador. (BTU/gal)

CTra_m-1= Costo del trasiego del combustible a las plantas del Archipiélago de San Andrés Islas. Se entiende como el transporte del combustible desde el puerto de San Andrés o Providencia a las instalaciones de las plantas de generación, que debe ser soportado por la facturas de pago del servicio y reportado al Sistema Único de Información por el prestador. ($)

ARTÍCULO 10. FÓRMULA DE CARGOS MÁXIMOS DE GENERACIÓN. Los Cargos Máximos de Generación se obtendrá de la aplicación de la siguiente fórmula general:

Donde:

CG_m= Costo de Generación del mes.

CD_m-1= Costo de disponibilidad de las plantas para el mes anterior.

CL_m-1= Costo de Lubricantes que se empleó en la generación en el mes anterior.

CC_m-1=Costo de combustible que se empleó en la generación en el mes anterior.

E_m-1= Total de energía generada en el mes anterior.

M_m= Cargo de monitoreo

ARTÍCULO 11. MONITOREO DE LA CALIDAD Y CONTINUIDAD DEL SERVICIO. Cada prestador del servicio con capacidad instalada total nominal superior a 100 kW, deberá contar con equipos instalados en las centrales de generación, que permitan realizar las siguientes funciones:

a) Registro de la producción horaria de energía con acumuladores mensuales;

b) Registro de los niveles de voltaje;

c) Envío satelital, telefónico o por cualquier otro medio de la información generada.

PARÁGRAFO 1o. La información producida por cada prestador del servicio será enviada al Ministerio de Minas y Energía y formará parte del Sistema Unico de Información que administra la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y de la información del Fondo de Solidaridad y Redistribución de Ingresos que administra el Ministerio de Minas y Energía para la definición de subsidios y contribuciones del sector eléctrico.

PARÁGRAFO 2o. Una vez se comience a reportar la información del parágrafo 1o y a partir de la entrada en vigencia del cargo que remunere la Actividad de Monitoreo, se cobrará el componente M incluido en las fórmulas del cargo máximo de generación, establecidas en el artículo 10 de la presente resolución. Mientras tanto este concepto será de cero.

PARÁGRAFO 3o. La Comisión de Regulación de Energía y Gas podrá revisar el cargo regulado de la Actividad de Monitoreo, cuando se haga aconsejable extender la cobertura de la misma.

PARÁGRAFO 4o. La actividad de Monitoreo es complementaria a la prestación del servicio público domiciliario de electricidad en las ZNI, en consecuencia le aplica lo dispuesto en las Leyes 142 y 143 de 1994 y las demás normas vigentes.

PARÁGRAFO 5o. Los prestadores del servicio con capacidad de generación instalada mayor a 100 kW contarán con un plazo de 2 años para la instalación de los equipos de medición a distancia. En el caso de las Areas de Servicio Exclusivo el plazo será de un año.

CAPITULO III.

CARGOS DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN.

ARTÍCULO 12. CRITERIOS GENERALES. La metodología que se aplicará para el cálculo de los cargos por uso para el Archipiélago de San Andrés, Providencia y Santa Catalina corresponderá a la vigente para el SIN.

a) El cálculo de los cargos por uso aplicará la metodología del Sistema interconectado Nacional, SIN, establecida en la Resolución CREG 082 de 2002, o aquella que la modifique o sustituya;

b) El cargo máximo para nivel de tensión 2, se determinará a partir de los inventarios del OR, de acuerdo con las Unidades Constructivas establecidas en el SIN, de conformidad con la metodología descrita en el numeral 2 del Anexo número 2 de la Resolución CREG 082 de 2002, o aquella que la modifique o sustituya;

c) Para el nivel de tensión 1, se determina un cargo máximo por concepto de inversión y un cargo máximo por concepto de gastos de Administración, Operación y Mantenimiento para redes aéreas urbanas y rurales, y otro para redes subterráneas de conformidad con la metodología descrita en el numeral 3 del Anexo número 2 de la Resolución CREG 082 de 2002, o aquella que la modifique o sustituya.

ARTÍCULO 13. SOLICITUD DE CARGOS. El Operador de Red existente en San Andrés y Providencia a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución, deberá someter a aprobación de la CREG los cargos máximos de los niveles de tensión 2 y 1 de conformidad con la metodología descrita en la Resolución CREG 082 de 2002, o aquella que la modifique o sustituya.

PARÁGRAFO. En caso de requerirse Sistemas de Distribución con niveles de voltaje superiores a los establecidos en el presente artículo, la Comisión establecerá los cargos máximos correspondientes en resolución particular.

ARTÍCULO 14. ACTUALIZACIÓN, LIQUIDACIÓN Y RECAUDO DE LOS CARGOS DE DISTRIBUCIÓN. Los cargos máximos de los niveles de tensión 2 y 1, serán actualizados, liquidados y facturados por el Operador de Red, a los comercializadores que atienden Usuarios Finales conectados a su sistema, siguiendo las disposiciones contenidas en el numeral 2 del Anexo número 4 y numeral 3 del Anexo número 4 de la Resolución CREG 082 de 2002 respectivamente, o aquella que la modifique o sustituya.

ARTÍCULO 15. CARGOS POR USO, POR NIVELES DE TENSIÓN, QUE SE UTILIZARÁN EN EL CÁLCULO DEL COSTO UNITARIO DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO. Los cargos por uso, por niveles de tensión, que serán utilizados para efectos de determinar el Costo Unitario de Prestación del Servicio, definido según lo dispuesto en la presente resolución, serán determinados por cada Comercializador siguiendo las disposiciones del numeral 4 del Anexo número 4 de la Resolución CREG 082 de 2002 o aquella que la modifique o sustituya.

ARTÍCULO 16. VIGENCIA DE LOS CARGOS. El Cargo Máximo de Distribución aprobado se aplicará hasta que la Comisión expida una nueva metodología para la determinación de este cargo para el SIN o hasta que entren en vigencia los cargos máximos determinados por el concesionario de un Area de Servicio Exclusivo. Si vencido este período, no se ha considerado desarrollar una nueva metodología dichas fórmulas continuarán rigiendo hasta tanto la Comisión no fije las nuevas.

CAPITULO IV.

CARGOS DE COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN ZONAS EN SAN ANDRÉS, PROVIDENCIA Y SANTA CATALINA.

ARTÍCULO 17. PRESTADORES DEL SERVICIO DE COMERCIALIZACIÓN. De conformidad con el artículo 3o de esta resolución, sólo podrán prestar el servicio de Comercialización de energía eléctrica en Zonas No Interconectadas las personas de que trata el Título I de la Ley 142 de 1994.

ARTÍCULO 18. CARGO MÁXIMO BASE DE COMERCIALIZACIÓN. Se continuará aplicando la metodología para este cargo establecido en la Resolución CREG 073 de 1998, hasta cuando la Comisión establezca la nueva metodología para el cargo de comercialización del SIN, la cual aplicará al Archipiélago de San Andrés, Providencia y Santa Catalina.

PARÁGRAFO 1o. El concepto ÄIPSE será igual a cero mientras se aplique la Resolución CREG 073 de 1998.

PARÁGRAFO 2o. Cuando el comercializador con recursos propios instale medidores a los usuarios en los mercados en que no exista medición individual de los consumos, adicionará un cargo mensual de $2.000 a estos usuarios durante un periodo de cinco años.

CAPITULO VI <sic, es V>.

FÓRMULA TARIFARIA PARA EL SERVICIO PÚBLICO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN SAN ANDRÉS, PROVIDENCIA Y SANTA CATALINA.

ARTÍCULO 19. FÓRMULAS TARIFARIAS GENERALES PARA USUARIOS REGULADOS DEL SERVICIO PÚBLICO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN SAN ANDRÉS, PROVIDENCIA Y SANTA CATALINA. Las Fórmulas Tarifarias Generales para los Usuarios Regulados del servicio público domiciliario de energía eléctrica en el Archipiélago de San Andrés, Providencia y Santa Catalina, serán las siguientes:

a) La aplicable a usuarios regulados del servicio de energía eléctrica con red;

b) La aplicable a usuarios regulados del servicio de energía eléctrica sin red.

ARTÍCULO 20. FÓRMULAS TARIFARIAS GENERALES PARA USUARIOS REGULADOS DEL SERVICIO PÚBLICO DE ENERGÍA ELÉCTRICA CON RED. La Fórmula Tarifaria General aplicable a los Usuarios Regulados del servicio público domiciliario de energía eléctrica, tendrá los siguientes componentes de cargos:

Costo Unitario: ($/kWh)

($/kWh)

Donde:

CU_n,m = Costo unitario de prestación del servicio para los usuarios conectados al nivel de tensión n, correspondiente al mes m.

m = Mes de prestación del servicio.

n = Nivel de tensión.

p = Fracción (o Porcentaje expresado como fracción) de pérdidas de energía acumuladas hasta el nivel de tensión n. Hasta tanto la Comisión no determine lo contrario, las pérdidas eficientes reconocidas serán del 10%.

C_{m =} Costo de Comercialización del mes m, expresado en $/kWh,

S_{m =} Subsidio del mes m, expresado en $/kWh, determinado por el Ministerio de Minas y Energía, de acuerdo a la Resolución 182138 del 26 de diciembre de 2007 o aquella que la modifique o sustituya.

PARÁGRAFO. Esta fórmula tarifaria tendrá vigencia de conformidad con lo establecido en el proceso contractual adelantado por el concesionario de un Area de Servicio Exclusivo, en caso contrario, hasta que la Comisión establezca una nueva metodología tarifaria.

CAPITULO VII.

DISPOSICIONES GENERALES.

ARTÍCULO 21. PUBLICIDAD. Mensualmente y antes de su aplicación, el Comercializador hará públicas las tarifas que facturará a los usuarios en forma simple y comprensible, a través de un medio de comunicación de amplia divulgación en los municipios donde preste el servicio. Dicha publicación incluirá los valores de cada componente del costo de prestación del servicio. Los nuevos valores deberán ser comunicados por el Comercializador a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

ARTÍCULO 22. AUTORIZACIÓN PARA FIJAR TARIFAS. Dentro del régimen de libertad regulada, previsto en la Ley 142 de 1994, los prestadores del servicio de energía eléctrica a los que se refiere la presente resolución podrán aplicar las Fórmulas Tarifarias Específicas del Mercado Relevante correspondiente, a partir del mes siguiente a la publicación tarifaria de que trata el artículo 21 de la presente resolución.

ARTÍCULO 23. APORTES PÚBLICOS EN INVERSIÓN. En caso de existir aportes públicos en la inversión y si así lo dispone la entidad propietaria de tales activos, dicha inversión podrá deducirse de la tarifa aplicada al usuario final beneficiario. Para tal efecto la entidad propietaria de los activos deberá manifestarlo por escrito al prestador del servicio correspondiente.

ARTÍCULO 24. VIGENCIA DE LA PRESENTE RESOLUCIÓN. La presente resolución rige a partir del mes siguiente a la fecha de su publicación en el Diario Oficial, y deroga las Resoluciones CREG-091 y 111 de 2001 y parcialmente a la Resolución CREG 073 de 1998.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 25 de julio de 2008.

El Presidente,

MANUEL MAIGUASHCA OLANO,

Viceministro de Minas y Energía, delegado del Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

HERNÁN MOLINA VALENCIA.