CREG - Resolución 0119 de 2007

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(diciembre 21) Diario Oficial No. 46.881 de 24 de enero de 2008 COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS 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. Resumen de Notas de Vigencia Concordancias CREG Doctrina Concordante Anexo 2 Doctrina Concordante 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, CONSIDERANDO: 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 estas 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, estas 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 Indices 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 el 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 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 1o 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; y iii) determinar los costos para los diferentes procesos de la actividad 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; Que la CREG sometió a consideración de los agentes y terceros interesados las Resoluciones CREG 056 y 099 de 2007; Que con base en las observaciones recibidas como parte del proceso de consulta en las Resoluciones CREG 056 y 099 de 2007, en los análisis internos de la CREG y en los estudios realizados, la Comisión consideró necesario efectuar modificaciones a la propuesta contenida en la Resolución CREG-099 de 2007; Que mediante Documento CREG 102 de 2007 se analizaron y respondieron las observaciones planteadas por los agentes; Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 356 del 21 de diciembre de 2007, aprobó publicar la resolución que contiene 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 1o. OBJETO. La presente resolución tiene como objeto establecer la fórmula tarifaria general que deberán aplicar los Comercializadores Minoristas en el Sistema Interconectado Nacional, para calcular los Costos Máximos de Prestación del Servicio de Energía Eléctrica y las tarifas aplicables a los usuarios finales regulados.

Concordancias Doctrina Concordante Ir al inicio ARTÍCULO 2o. 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 realice la actividad 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. Doctrina Concordante

CAPITULO I.

DEFINICIONES.

Ir al inicio ARTÍCULO 3o. DEFINICIONES. Para la interpretación y aplicación de esta resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones establecidas en las Leyes 142 y 143 de 1994, 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. Doctrina Concordante 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 afectado 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 de un Mercado de Comercialización 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).

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

Margen de Comercialización: Margen a reconocer a los 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 de energía eléctrica que se efectúan para suplir la demanda de los usuarios finales regulados y que son realizadas de forma centralizada y estandarizada.

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.

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.

CAPITULO II.

FÓRMULA TARIFARIA GENERAL.

Ir al inicio ARTÍCULO 4o. COSTO UNITARIO DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA. <Artículo modificado por el artículo 4 de la Resolución 101-28 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> 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.

CUv : Componente variable del costo unitario de prestación del servicio ($/kWh) para los usuarios n,m,i,j conectados al nivel de tensión n, correspondiente al mes m, del comercializador minorista i, en el mercado de

comercialización j. G : Costo de compra de energía ($/kWh) para el mes m, del comercializador minorista i, en el mercado de m,i,j comercialización j, determinado conforme se establece en el Capítulo III de la presente resolución. T : Costo por uso del sistema nacional de transmisión ($/kWh) para el mes m determinado conforme al Capítulo m IV de la presente resolución. D : Costo por uso de sistemas de distribución ($/kWh) correspondiente al nivel de tensión n para el mes m, n,m determinado conforme al Capítulo IV de la presente resolución.

Cv : Margen de comercialización de usuarios conectados al nivel de tensión n, correspondiente al mes m, n,m,i,j 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.

R : Costo de restricciones y de servicios asociados con generación en $/ kWh asignados al comercializador m,i minorista i en el mes m, conforme al Capítulo VI de la presente resolución.

PR : Costo de compra, transporte y reducción de pérdidas de energía ($/kWh) acumuladas hasta el nivel de n,m,i,j 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.

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

Porción del costo base de comercialización, Cfm,j, que se remunera a través de la componente fija del costo

unitario de prestación del servicio, CUf . m,j Cf : Costo base de comercialización ($/factura) correspondiente al mes m, para el mercado de comercialización m,j j. PARÁGRAFO 1o. 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 CUvn y ii) el valor ,m,i,j del componente fijo del costo unitario CUf . m,j Notas de Vigencia Concordancias Doctrina Concordante Legislación Anterior

CAPITULO III.

COSTOS DE COMPRA DE ENERGÍA, (G ). m Ir al inicio ARTÍCULO 5o. 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. Ir al inicio ARTÍCULO 6o. COSTO MÁXIMO DE TRASLADO DE COMPRAS DE ENERGÍA PARA LA PRIMERA FASE DE LA TRANSICIÓN, (GM,I,J). <Ver Notas de Vigencia> Hasta tanto se empiecen a liquidar las transacciones del Mercado Organizado Regulado, el costo máximo de compra a trasladar al usuario final regulado se determinará de conformidad con la siguiente expresión: Notas de Vigencia Donde, Donde: m: Mes para el cual se calcula el Costo Unitario de Prestación del Servicio. i: Comercializador Minorista i. j: Mercado de Comercialización j. DCRi,m-1: Demanda Comercial Regulada del Comercializador Minorista i en el mes m-1.

Qcm-1,i: 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. Ccm-1,i: Energía comprada mediante contratos bilaterales por el Comercializador Minorista i con destino al mercado regulado en el mes m-1. Pcm-1,i: Costo Promedio ponderado por energía, expresado en $/kWh, de las compras propias del Comercializador Minorista i mediante contratos bilaterales con destino al mercado regulado, liquidados en el mes m-1. Mcm-1: Costo Promedio ponderado por energía, expresado en $/kWh, de todos los contratos bilaterales liquidados 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. Pbm-1,i: Precio de la energía comprada en Bolsa por el Comercializador Minorista i, en el mes m-1, expresado en $/kWh, cuando las cantidades adquiridas en las subastas del MOR y en contratos bilaterales no cubran la totalidad de la demanda regulada. Concordancias Donde, Ph,m-1: Precio de Bolsa en la hora h ($/kWh), del mes m-1. Di,h,m-1: Compras en Bolsa del Comercializador Minorista i (kWh) en la hora h, del mes m-1. n: Número de horas del mes m -1. AJm,i: 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 1o. 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. PARÁGRAFO 2o. <Parágrafo corregido por el artículo 1 de la Resolución 17 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> En el caso de que para el mes de cálculo la demanda contratada mediante contratos bilaterales por un Comercializador Minorista para atender al Mercado Regulado sea mayor que la Demanda Comercial Regulada, el valor de Pcm-1,i se determinará como el promedio ponderado del precio de cada uno de los contratos bilaterales por la cantidad de energía contratada. Notas de Vigencia Legislación Anterior PARÁGRAFO 3o. <Parágrafo adicionado por el artículo 2 de la Resolución 156 de 2009. El nuevo texto es el siguiente:> En el caso en que el comercializador i no haya atendido usuarios regulados en el mes m-1, el valor del componente G que deberá aplicar será igual a la variable Mcm-1. Notas de Vigencia Concordancias Doctrina Concordante Ir al inicio ARTÍCULO 7o. COSTO MÁXIMO DE TRASLADO DE COMPRA DE ENERGÍA PARA LA SEGUNDA FASE DE LA TRANSICIÓN, (GM,I,J). A partir del segundo mes de liquidación 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: m: Mes para el cual se calcula el Costo Unitario de Prestación del Servicio. i: Comercializador Minorista i. j: Mercado de Comercialización j.

DCRm-1,i: Demanda Comercial Regulada del Comercializador Minorista i en el mes m-1. Qcm,i: Fracción de la Demanda Comercial del Comercializador Minorista i atendida mediante contratos bilaterales con destino al mercado regulado y la Demanda Comercial Regulada del Comercializador Minorista, en el mes m-1. Ccm-1,i: Energía comprada mediante contratos bilaterales por el Comercializador Minorista i con destino al mercado regulado en el mes m-1. CMORm-1,i: Energía comprada en el MOR por el Comercializador Minorista i con destino al mercado regulado en el mes m-1. Pcm-1,i: Costo Promedio ponderado por energía, expresado en $/kWh, de las compras propias del Comercializador Minorista i mediante contratos bilaterales con destino al mercado regulado, liquidados en el mes m-1. Mcm-1: Costo Promedio ponderado por energía, expresado en $/kWh, de todos los contratos bilaterales liquidados en el Mercado de Energía Mayorista en el mes m-1 con destino al 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. Qbm-1,i: 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. Pbm-1,i: Precios promedio de la energía comprada en Bolsa por el Comercializador Minorista i, en el mes m-1, expresado en $/kWh, cuando las cantidades adquiridas en las subastas del MOR y en contratos bilaterales no cubran la totalidad de la demanda regulada. Concordancias Donde, Ph,m-1: Precio de Bolsa en la hora h ($/kWh) del mes m-1 Di,h,m-1: Compras en Bolsa del Comercializador Minorista i (kWh) en la hora h, del mes m-1. n: Número de horas del mes m -1. QMORm-1,j: 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. PMORm-1,i: Precio promedio ponderado resultante de los precios obtenidos en las diferentes subastas de MOR por la energía adquirida por el Comercializador Minorista Donde, PMh,m-1: Precio de cierre en el MOR en la subasta h ($/kWh) Dh,m-1: Cantidad de energía comprada en el MOR por el Agente en la subasta h (kWh), para el mes m-1. K: Número de subastas realizadas en el MOR para el mercado regulado para el mes m-1. Ajm,i: Factor de ajuste que se aplica al costo máximo de compra de energía expresado en $/kWh del Comercializador i PARÁGRAFO 1o. <Parágrafo adicionado por el artículo 3 de la Resolución 156 de 2009. El nuevo texto es el

siguiente:> En el caso en que el comercializador i no haya atendido usuarios regulados en el mes m-1, el valor del componente G que deberá aplicar será igual al precio promedio por kWh de las compras en el MOR con destino al mercado regulado en el mes m-1. Notas de Vigencia Doctrina Concordante Ir al inicio ARTÍCULO 8o. COSTO MÁXIMO DE TRASLADO DE COMPRA DE ENERGÍA CON MECANISMOS DE MERCADO, (GM,I). 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: m: Mes para el cual se calcula el Costo Unitario de Prestación del Servicio. Qbm-1,i: 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. Pbm-1: Precios promedio de la energía comprada en Bolsa por el Comercializador Minorista, en el mes m-1, expresado en $/kWh, cuando las cantidades adquiridas en las subastas del MOR no cubran la totalidad de la demanda regulada. Donde, Ph,m-1: Precio de Bolsa en la hora h ($/kWh) Di,h,m-1: Compras en Bolsa del Comercializador Minorista i (kWh) en la hora h. n: Número de horas del mes m -1.

QMORm-1,i: 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. PMORm-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 ($/kWh), para cubrir su demanda regulada en el mes m-1. Donde, PMh,m-1: Precio de cierre en el MOR en la subasta h ($/kWh) Dh,m-1: Cantidad de energía comprada en el MOR por el Agente en la subasta h (kWh), para el mes m-1. K: Número de subastas realizadas en el MOR para el mercado regulado para el mes m-1. AJm,i: 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 1o. En el caso que los Comercializadores Minoristas presenten diferencias entre la demanda comercial y la demanda contratada para el mercado regulado, el precio de bolsa Pbm-1,i se determinará según se indica en la fórmula de cálculo establecida en este artículo utilizando en el parámetro Di,h,m-1, el valor neto de las compras y ventas del agente en Bolsa para el mes m-1. PARÁGRAFO 2o. <Parágrafo adicionado por el artículo 4 de la Resolución 156 de 2009. El nuevo texto es el siguiente:> En el caso en que el comercializador i no haya atendido usuarios regulados en el mes m-1, el valor

del componente G que deberá aplicar será igual al precio promedio por kWh de las compras en el MOR con destino al mercado regulado en el mes m-1. Notas de Vigencia Doctrina Concordante

CAPITULO IV.

COSTOS DE TRANSMISIÓN, (T ) Y DISTRIBUCIÓN, (D ). m n,m Ir al inicio ARTÍCULO 9o. COSTOS POR USO DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL ($/KWH), (TM). El costo por uso del Sistema de Transmisión Nacional será equivalente a los cargos regulados por uso del STN, de acuerdo a la siguiente expresión: Tm: Cargos por uso del STN expresados en ($/kWh), publicados por el LAC para el mes m, de acuerdo con la metodología vigente de remuneración del Sistema de Transmisión Nacional. Ir al inicio ARTÍCULO 10. COSTOS POR USO DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN ($/KWH), (DN,M). 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: Dn,m: Cargo por uso del STR y el SDL, trasladados al Comercializador Minorista 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 área de distribución respectiva, que se encuentren vigentes. PARÁGRAFO 1o. 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 Dn,m 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. Doctrina Concordante

CAPITULO V.

COSTOS DE COMERCIALIZACIÓN.

ARTÍCULO 11. COSTOS DE COMERCIALIZACIÓN, CV Y CF . <Artículo modificado por el n,m,i,j m,j artículo 5 d