CREG - Resolución 0180 de 2014

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(diciembre 23) Diario Oficial No. 49.410 de 30 de enero de 2015 COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS Por la cual se establecen los criterios generales para determinar la remuneración de la actividad de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados en el Sistema Interconectado Nacional. Resumen de Notas de Vigencia Concordancias Doctrina Concordante LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS, en ejercicio de sus atribuciones legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994, y en

desarrollo de los Decretos 1524, 2253 de 1994 y 1260 de 2013, y CONSIDERANDO QUE: De conformidad con lo dispuesto en el artículo 73 de la Ley 142 de 1994, es función de la Comisión Regular los monopolios en la prestación de los servicios públicos, 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. El artículo 73.11 de la Ley 142 de 1994 atribuyó a las Comisiones de Regulación la facultad de establecer las fórmulas para la fijación de las tarifas de los servicios públicos, cuando ello corresponda según lo previsto en el artículo 88; y señalar cuándo hay suficiente competencia como para que la fijación de las tarifas sea libre. El artículo 23 literal e) de la Ley 143 de 1994 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. Los artículos 87 de la Ley 142 de 1994 y 44 de la Ley 143 del mismo año establecen que el régimen tarifario estará orientado por los criterios de eficiencia económica, neutralidad, solidaridad, redistribución, suficiencia financiera, simplicidad y transparencia. En virtud del principio de eficiencia económica, definido en el numeral 87.1 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994, “(…) se deben tener en cuenta no solo los costos sino los aumentos de productividad esperados, y que

estos deben distribuirse entre la empresa y los usuarios, tal como ocurriría en un mercado competitivo”. En virtud de este mismo principio de eficiencia económica establecido en el numeral 87.1 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994, “(…) el régimen de tarifas procurará que estas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo (…)”, además “(…) 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”. En virtud del principio de suficiencia financiera definido en numeral 87.4 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994, se debe garantizar a las empresas eficientes la recuperación de sus costos de inversión y sus gastos de administración, operación y mantenimiento, y permitir la remuneración del patrimonio de los accionistas en la misma forma en la que lo habría remunerado una empresa eficiente en un sector de riesgo comparable. El numeral 87.7 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994 dispone que “(…) si llegare a existir contradicción entre el criterio de eficiencia y el de suficiencia financiera, deberá tomarse en cuenta que, para una empresa eficiente, las tarifas económicamente eficientes se definirán tomando en cuenta la suficiencia financiera”. De conformidad con el numeral 87.8 del artículo 87 de la Ley 142 de 1994 “(…) toda tarifa tendrá un carácter integral en el sentido que supondrá una calidad y grado de cobertura del servicio, cuyas características definirán

las comisiones reguladoras (…)”. Según lo dispuesto por el numeral 88.1 del artículo 88 de la Ley 142 de 1994, “(…) la comisión reguladora podrá establecer topes máximos y mínimos tarifarios, de obligatorio cumplimiento por parte de las empresas (…)”. De conformidad con lo establecido en el numeral 90.2 del artículo 90 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. 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. El artículo 125 de la Ley 142 de 1994 establece los criterios para la actualización de las tarifas. 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. Mediante Resolución CREG 068 de 2002, publicada en el Diario Oficial número 44.984 del 1o de noviembre del mismo año, la Comisión de Regulación de Energía y Gas sometió a consideración de los agentes, usuarios y terceros interesados las bases sobre las cuales se definiría el costo regulado de comercialización de electricidad a aplicar a usuarios regulados del SIN para el siguiente período tarifario. Según lo dispuesto en el artículo 3o de la Resolución CREG 068 de 2002, con dicho acto se dio inicio al trámite

tendiente a establecer la fórmula tarifaria para determinar el costo regulado de comercialización. En el año 2003 se expidió la Ley 812, Ley del Plan Nacional de Desarrollo del período 20022006, que en sus artículos 64 y 65 introdujo políticas de universalización del servicio. En el año 2003 el Gobierno nacional expidió los decretos 3734 y 3735, mediante los cuales se reglamentaron los artículos 64 y 65 de la Ley 812 de 2003. En el año 2004 la Comisión inició un estudio para identificar cada uno de los componentes de costos que se deben considerar para determinar la remuneración de la actividad de comercialización. Dicho estudio se presentó a la industria en el año 2005 y sirvió como base para los análisis de costos fijo y variable. En el año 2005 la Comisión contrató el estudio “Aspectos Fundamentales de la Introducción de Competencia en el Mercado Minorista Eléctrico”, desarrollado por NERA Economic Consulting, en el que se identificaron alternativas de comercialización bajo un esquema de competencia. La Comisión contrató con la empresa Desarrolladora de Proyectos de Ingeniería, DEPI Ltda., en el año 2006, una asesoría para el seguimiento de los estándares de la calidad comercial del servicio de energía eléctrica, cuyo objetivo era la determinación de los indicadores y metas de calidad de comercialización del servicio de energía eléctrica. Para el establecimiento del factor riesgo de cartera la Comisión contrató el estudio “Metodología para la Determinación del Riesgo de Cartera en la Actividad de Comercialización de Electricidad” con el consultor Rafael de Jesús Bautista y el documento final fue publicado mediante circular CREG 026 de 2006.

En el año 2007 se sancionó la Ley 1151, por la cual se expidió el Plan Nacional de Desarrollo 2006-2010. Esta ley prorrogó la vigencia del artículo 64 de la Ley 812 de 2003. El Gobierno nacional expidió el Decreto 387 de 2007, por medio del cual se establecieron las políticas generales en relación con la actividad de comercialización del servicio de energía eléctrica. El Decreto 4978 de 2007 reitera lo dispuesto en el Decreto 3735 de 2003, por medio del cual se reglamentan los artículos 63 y 64 de la Ley 812 de 2003, en relación con el programa de normalización de redes eléctricas y los esquemas diferenciales de prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica. El Decreto 4977 de 2007 modificó el Decreto 387 de 2007, particularmente en lo relativo al cobro de los costos fijos de comercialización a usuarios de estratos 1 y 2. La Comisión sometió a consideración de agentes, usuarios y terceros interesados el Documento CREG 044 de 2007, “Esquema de Comercialización Minorista para el Sector Eléctrico”. En el mes de diciembre de 2007, la CREG expidió la Resolución 119, mediante la cual se estableció la fórmula tarifaria para determinar el costo unitario de prestación del servicio de energía eléctrica a usuarios regulados. En el año 2009 el Gobierno nacional expidió el Decreto 3414, el cual condicionó la aplicación del cargo fijo por factura, dispuesto en el Decreto 387 de 2007, a que el Ministerio de Minas y Energía establezca que dispone de los recursos suficientes para sufragar los costos adicionales en materia de subsidios.

En el año 2011 se sancionó la Ley 1450, por la cual se expide el Plan Nacional de Desarrollo 2010-2014. El artículo 276 de esta ley prorrogó la vigencia del artículo 64 de la Ley 812 de 2003. Con fundamento en lo dispuesto en la Ley 1450 de 2011 el Gobierno nacional expidió el Decreto 111 de 2012, el cual desarrolló entre otros aspectos lo relativo a los esquemas diferenciales de prestación del servicio. Para definir el factor de productividad de la actividad de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados en Colombia, la Comisión contrató un estudio con la Universidad Colegio Mayor Nuestra Señora del Rosario. El informe final de la consultoría se publicó mediante circular CREG 038 de 2011. Con la expedición de la Resolución CREG 158 de 2011 se modificaron algunas disposiciones en materia de garantías y pagos anticipados de los agentes participantes en el Mercado de Energía Mayorista. Algunos agentes, en los comentarios presentados a la Resolución CREG 143 de 2010, solicitaron la revisión del costo reconocido por la constitución de garantías ante el Mercado Mayorista de Energía, regulado a través de la Resolución CREG 036 de 2006, con ocasión de las modificaciones al reglamento de dichas garantías. En el Documento CREG 123 de 2011 se señaló que las consecuencias de la modificación del ciclo de efectivo de la actividad de comercialización de energía eléctrica, derivada de la aplicación de las resoluciones CREG 156, 157, 158 y 159 de 2011, se analizarían en el marco de la metodología para la remuneración de la actividad de

comercialización. Mediante Resolución CREG 044 de 2012, la Comisión publicó para consulta la presente metodología, recibiendo comentarios y observaciones que se relacionan y resuelven en el Documento CREG 100 del 23 de diciembre de 2014. En el Decreto 1937 de 2013 “por el cual se modifica el Decreto 387 de 2007”, se derogó el literal g) del artículo 3o del Decreto 387 de 2007, que disponía: “Los usuarios regulados pertenecientes a un mismo mercado de comercialización sufragarán el servicio prestado por los comercializadores minoristas que actúen en dicho mercado, a través del cobro de: i) Un monto uniforme único que refleje el costo base de comercialización, y ii) Un margen de comercialización”. Mediante las circulares CREG 017 de 2007, 048 de 2008, 008 de 2009, 053 de 2010, 049 de 2011, 018 de 2012, 024 de 2013 y 026 de 2014 la Comisión solicitó a los agentes información sobre los costos de comercialización, cuentas por cobrar y el reporte de usuarios desconectados. Dicha información reportada fue revisada por la CREG y corregida por las empresas. La Comisión suscribió el Contrato Interadministrativo número 001 con la Universidad de Antioquia con el objeto de prestar apoyo y asesoría técnica a la CREG en la definición de un modelo de frontera estocástica para la estimación de los gastos eficientes de la actividad de comercialización de energía eléctrica. Los resultados del apoyo y asesoría técnica hacen parte del Documento CREG 100 del 23 de diciembre de 2014. Con fundamento en las observaciones recibidas a la propuesta contenida en la Resolución CREG 068 de 2002, y

teniendo en cuenta las diversas acciones adelantadas por la Comisión desde el año 2002, así como las diferentes disposiciones de política pública adoptadas por el Ministerio de Minas y Energía, se define el proyecto que contiene la nueva metodología para remunerar la actividad de comercialización de energía eléctrica. En el Documento CREG 100 del 23 de diciembre de 2014 se presentan los diferentes análisis realizados por la Comisión para la definición de la metodología propuesta. La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 635 del 23 de diciembre de 2014, acordó expedir la presente resolución.

RESUELVE: ARTÍCULO 1o. OBJETO. La presente resolución tiene por objeto establecer los criterios generales para determinar la remuneración de la actividad de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados en el

Sistema Interconectado Nacional, SIN. Concordancias Ir al inicio ARTÍCULO 2o. ÁMBITO 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 la actividad de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados en el SIN. Concordancias

CAPÍTULO I.

DEFINICIONES Y ASPECTOS GENERALES.

Ir al inicio ARTÍCULO 3o. DEFINICIONES. Para efectos de la presente resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones contenidas en las Leyes 142 y 143 de 1994, y en resoluciones vigentes que tratan los aspectos relativos a la actividad de comercialización, las siguientes: Áreas especiales: corresponden a las áreas definidas en el Decreto 0111 de 2012 del Ministerio de Minas y

Energía o aquel que lo modifique o sustituya.

Comercialización: actividad consistente en la compra y venta de energía eléctrica en el mercado mayorista y su venta con destino a otras operaciones en dicho mercado o a los usuarios finales, conforme a lo señalado en el artículo 1 de la Resolución CREG 024 de 1994.

Costo base de comercialización: componente de la fórmula tarifaria que remunera los costos fijos de las actividades desarrolladas por los comercializadores 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: es el costo económico eficiente de prestación del servicio al usuario final regulado, que resulta de aplicar la fórmula tarifaria general establecida en la Resolución CREG 119 de 2007, o aquella que la modifique o sustituya, y que corresponde a la suma de los costos eficientes de cada una de las actividades de la prestación del servicio.

Margen de comercialización: margen a reconocer a comercializadores 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, y los conectados al sistema de transmisión nacional del área de influencia del respectivo operador de red.

Prestador de última instancia: agente seleccionado para realizar la actividad de comercialización de energía eléctrica cuando el prestador que ha sido escogido por un usuario no puede prestar el servicio por las causas definidas en la regulación.

Usuario: persona natural o jurídica que se beneficia con la prestación del servicio público domiciliario de energía

eléctrica, bien como propietario del inmueble en donde este se presta, o como receptor directo del servicio. A este último usuario se le denomina también consumidor. Ir al inicio ARTÍCULO 4o. RÉGIMEN DE LIBERTAD REGULADA. Las empresas que desarrollan la actividad de comercialización, 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 determinará con la fórmula tarifaria general aprobada en la Resolución CREG 119 de 2007 o aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan, y con la metodología establecida en esta resolución, las tarifas que aplicará a los usuarios finales regulados. Doctrina Concordante

CAPÍTULO II.

METODOLOGÍA PARA DETERMINAR LOS COSTOS DE COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA

ELÉCTRICA A USUARIOS REGULADOS.

Ir al inicio ARTÍCULO 5o. METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DE LOS COSTOS DE COMERCIALIZACIÓN. El costo base de comercialización y el margen de comercialización de que trata la fórmula tarifaria general establecida en la Resolución CREG 119 de 2007 o aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan, se determinarán conforme a lo señalado en esta resolución. Ir al inicio ARTÍCULO 6o. COSTO BASE DE COMERCIALIZACIÓN, CFJ. El costo base de comercialización será calculado, para cada mercado de comercialización j, conforme a la siguiente ecuación:

Donde: Cf: Costo base de comercialización del mercado de comercialización j, expresado en pesos por factura de j diciembre de 2013.

GC: Gastos en la actividad de comercialización, para el año 2013, del comercializador integrado al OR que j sirve el mercado de comercialización j, calculados de acuerdo con el artículo 7 de esta resolución. n: Factor de eficiencia del mercado de comercialización j, calculado de acuerdo con lo establecido en el j anexo 1 de esta resolución.

Fact: Cantidad de facturas expedidas, en el año 2013, por el comercializador integrado al OR que sirve al j mercado de comercialización j, determinadas de acuerdo con el artículo 8o de esta resolución.

PARÁGRAFO. Para los mercados de comercialización en donde el factor de eficiencia sea inferior al 94%, el costo base de comercialización se determinará conforme a las reglas del numeral 2 del anexo 1 de esta resolución. Doctrina Concordante Ir al inicio ARTÍCULO 7o. DETERMINACIÓN DE LOS GASTOS EN LA ACTIVIDAD DE COMERCIALIZACIÓN EN UN MERCADO. Los gastos en la actividad de comercialización, para el año 2013, en el mercado de comercialización j, GCj, se calcularán de la siguiente forma: a) Se toma el valor de la cuenta 444 Unidad de negocio de comercialización de energía eléctrica, del sistema de costeo por actividades ABC reportado al Sistema Único de Información, SUI, por el comercializador integrado al OR que sirve el mercado de comercialización j. b) Se resta del valor del literal a) los siguientes conceptos: i) El valor de la energía comercializada con destino al mercado regulado y no regulado reportado bajo las cuentas

de bienes y servicios disponibles para la venta 444756, 444766, 444796, 444816 y 444836 del sistema de costeo por actividades ABC del SUI. ii) Los valores asignados a la actividad de comercialización de usuarios regulados en las cuentas del Plan Único de Cuentas, PUC: 510206, 510207, 510208, 510209, 510210, 510211, 510212, 510214, 512007, 512008, 512017, 5302, 5304, 5306, 5309, 5313, 5344, 58, 752007, 752008, 7530, 754007, 7555 y 750562. iii) Gasto en la gestión de pérdidas de energía asignados a la actividad de comercialización. iv) Costo de las contribuciones realizadas a la Comisión de Regulación de Energía y Gas y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD. v) Otros gastos que están incluidos en la información reportada al SUI para la Unidad de negocio de comercialización de energía eléctrica: construcción de acometidas e instalaciones internas, suspensiones y reconexiones del servicio, calibración de medidores, comercialización de bienes y servicios diferentes de energía y comercialización de energía a usuarios no regulados. Concordancias Doctrina Concordante Ir al inicio ARTÍCULO 8o. FACTURAS EXPEDIDAS POR EL COMERCIALIZADOR INTEGRADO CON EL OR. Las facturas expedidas por el comercializador integrado al OR que sirve el mercado de comercialización j, Factj, serán determinadas a partir de la información reportada al Sistema Único de Información, SUI, en los formatos 2 y 3 de la Resolución SSPD 20102400008055 o aquella que la modifique, adicione o sustituya. En la variable

Factj no se incluirán las facturas asociadas a errores en la facturación. Doctrina Concordante Ir al inicio ARTÍCULO 9o. INTEGRACIÓN DE MERCADOS DE COMERCIALIZACIÓN. El costo base de comercialización aplicable al mercado de comercialización j resultante de la integración de dos (2) o más mercados, corresponderá al promedio ponderado por el número de facturas de los costos base vigentes de cada uno de los mercados participantes en la integración. El número de facturas corresponderá a las expedidas para los dos (2) mercados, en los doce (12) meses previos a la solicitud del nuevo costo base de comercialización. Ir al inicio ARTÍCULO 10. NUEVOS MERCADOS O SEPARACIÓN DE LOS EXISTENTES. Para los nuevos mercados o para los resultantes de una separación el costo base de comercialización corresponderá al de aquel mercado de comercialización existente que se asemeje a dichos mercados considerando la extensión de las redes de distribución, el número de usuarios rurales y urbanos, los ciclos de facturación y la cantidad de facturas. Ir al inicio ARTÍCULO 11. ACTUALIZACIÓN DEL COSTO BASE DE COMERCIALIZACIÓN. El costo base de comercialización, que sea aprobado para cada mercado de comercialización j, se actualizará mensualmente utilizando la siguiente fórmula: Donde: Cf : Costo base de comercialización para cada mercado de comercialización j, expresado en pesos por j,m factura, correspondiente al mes m de prestación del servicio. Cf: Costo base de comercialización para cada mercado de comercialización j, expresado en pesos por j factura, calculado conforme al artículo 6 de esta resolución.

IPC : Índice de precios al consumidor reportado por el DANE para el mes m-1.

m-1

IPC : Índice de precios al consumidor reportado por el DANE para diciembre de 2013. X: Factor de 0 productividad acumulado para la actividad de comercialización de energía eléctrica. Durante el primer año calendario de vigencia de la metodología esta variable tendrá un valor igual a cero, el cual se incrementará en 0,00725 cada año calendario. Cumplido el quinto año calendario de vigencia de la presente resolución, los comercializadores continuarán aplicando el factor de productividad del año 5, hasta tanto la Comisión establezca una nueva metodología.

Doctrina Concordante Ir al inicio ARTÍCULO 12. COSTO VARIABLE DE COMERCIALIZACIÓN, . El costo variable de comercialización se determinará con base en la siguiente expresión: Donde: C : Costo variable de la actividad de comercialización para el comercializador i, del mercado de i,j,m comercialización j, en el mes m. G : Costo de compra de energía para los usuarios regulados del comercializador i, en el mercado de i,j,m-1 comercialización j, en el mes m-1, determinado conforme se establece en la Resolución CREG 119 de 2007 o aquella que la modifique, complemente o sustituya. Esta variable se expresa en pesos por kilovatio hora ($/kWh). T : Costo por el uso del sistema de transmisión nacional para el mes m-1, determinado conforme se m-1 establece en la Resolución CREG 119 de 2007 o aquella que la modifique, complemente o sustituya. Esta variable se expresa en pesos por kilovatio hora ($/kWh). D : Costo por el uso de los sistemas de distribución en el nivel de tensión 1, en el mercado de 1,j,m-1 comercialización j, para el mes m-1, determinado conforme se establece en la Resolución CREG

119 de 2007 o aquella que la modifique, complemente o sustituya. Esta variable se expresa en pesos por kilovatio hora ($/kWh).

PR : Costo de compra, transporte y reducción de pérdidas de energía acumuladas hasta el nivel de 1,j,m-1 tensión 1, en el mercado de comercialización j, para el mes m-1, determinado conforme se establece en la Resolución CREG 119 de 2007 o aquella que la modifique, complemente o sustituya. Esta variable se expresa en pesos por kilovatio hora ($/kWh).

R : Costo de restricciones y de servicios asociados con generación, asignados al comercializador i, en i,m-1 el mes m-1, determinado conforme se establece en la Resolución CREG 119 de 2007 o aquella que la modifique, complemente o sustituya. Esta variable se expresa en pesos por kilovatio hora ($/kWh). mo: Margen operacional definido por la CREG de acuerdo con el artículo 13 de esta resolución.

RC : Riesgo de cartera del comercializador i, en el mercado de comercialización j, para el mes m, i,j,m calculado de conformidad con lo establecido en el artículo 14 de esta resolución.

CFE : Factor que compensa por los costos financieros asociados al ciclo de efectivo de la actividad de i,j,m comercialización, del comercializador i, en el mercado de comercialización j, para el mes m. Este factor deberá ser calculado de conformidad con lo establecido en el artículo 18 de esta resolución.

Concordancias Doctrina Concordante Ir al inicio ARTÍCULO 13. MARGEN OPERACIONAL, MO. El margen operacional de la actividad de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados, mo, será como máximo igual a 2,73%.

Ir al inicio ARTÍCULO 14. RIESGO DE CARTERA, RC . El riesgo de cartera que se reconocerá a los I,J,M comercializadores de energía eléctrica por atender usuarios regulados, se establecerá de acuerdo con la siguiente fórmula: Donde: RC : Riesgo de cartera del comercializador i, en el mercado de comercialización j, para el mes m. i,j,m RCT: Prima por el riesgo de cartera no gestionable de los usuarios tradicionales del mercado de j comercialización j.

VUT : Ventas totales a usuarios regulados del comercializador i, en el mercado de comercialización j, ri,j,m-1 para el mes m-1, descontando los valores de las variables VAEi,j,m-1, VSNEi,j,m-1 y VNUi,j,m-1. Esta variable se expresa en kilovatios hora (kWh).

RCAE : Prima de riesgo de cartera a reconocer al comercializador integrado al operador de red, por la j,t atención de usuarios en áreas especiales, que al 31 de diciembre del año 2013, estaban siendo atendidos por dicho comercializador, en el mercado de comercialización j, para el año t.

VAE : Ventas totales a los usuarios ubicados en áreas especiales que al 31 de diciembre de 2013 i,j,m-1 estaban siendo atendidos por el comercializador i, en el mercado de comercialización j, para el mes m-1. Esta variable se expresa en kilovatios hora (kWh).

RCSNE : Prima de riesgo de cartera a reconocer al comercializador i, en el mercado de comercialización i,j,t j, para el año t, por atender usuarios ubicados en barrios subnormales que al 31 de diciembre del año 2013 estaban siendo atendidos por un comercializador diferente al integrado al

operador de red.

VSNE : Ventas realizadas por el comercializador i, en el mercado de comercialización j, a usuarios i,j,m-1 ubicados en barrios subnormales que al 31 de diciembre del año 2013 estaban siendo atendidos por un comercializador diferente al integrado al operador de red, para el mes m-1.

Esta variable se expresa en kilovatios hora (kWh).

RCNU: Prima de riesgo de cartera a reconocer al comercializador por atender nuevos usuarios regulados incorporados al SIN mediante planes de expansión de cobertura, de conformidad con la política pública definida por el Ministerio de Minas y Energía.

VNU : Ventas a los nuevos usuarios regulados incorporados al SIN, atendidos por el comercializador i,j,m-1 i, en el mercado de comercialización j, en el mes m-1. Esta variable se expresa en kilovatios hora (kWh).

VRC : Ventas totales a usuarios regulados realizadas por el comercializador i, en el mercado de i,j,m-1 comercialización j, en el mes m-1, expresadas en kilovatios hora (kWh). La suma de las variables VUTri,j,m-1, VAEi,j,m-1, VSNEi,j,m-1 y VNUi,j,m-1 debe ser igual a la variable

VRCi,j,m-1.

1. Variable RCTj El valor de la variable RCTj será calculado para cada mercado de comercialización j, conforme a la siguiente

ecuación: Donde: RCT: Prima por el riesgo de cartera no gestionable de los usuarios tradicionales del mercado de j comercialización j. N : Número de usuarios a los que se les cortó y no se les restableció el servicio en el estrato o sector j,e de consumo e, del mercado de comercialización j, para el periodo 2009 a 2013.

CFM : Consumo facturado medio para el estrato o sector de consumo e, en el mercado de e,j,t-1 comercialización j. Calculado como las ventas totales en kWh divididas entre el total de facturas, para el año t-1.

Sub : Relación entre los subsidios y el total facturado en el estrato o sector de consumo e, del mercado e,j,t-1 de comercialización j, para el año t-1.

VR : Ventas totales a usuarios regulados en el mercado de comercialización j, para el año t-1, j,t-1 expresadas en kWh. t - 1: Corresponde al año 2013.

En la solicitud de que trata el artículo 21 de esta resolución, los agentes comercializadores deberán suministrar la información requerida para realizar el cálculo de la variable RCTj de acuerdo con lo establecido en este numeral. En el caso de los mercados de comercialización para los que el comercializador integrado con el operador de red no reporte la información, la variable RCTj tendrá un valor máximo igual al 90% del menor riesgo calculado, diferente de cero, para los demás mercados de comercialización.

2. Variable RCAEj,t La variable RCAEj,t será calculada para cada mercado de comercialización j, conforme a las siguientes

ecuaciones: Donde RCAE : Prima de riesgo de cartera a reconocer al comercializador integrado al operador de red, por la j,t atención de usuarios en áreas especiales, que al 31 de diciembre del año 2013, estaban siendo atendidos por dicho comercializador, en el mercado de comercialización j, para el año t. Fracción de la facturación anual total reportada en cartera con más de