91 Gaceta Oficial, martes 7 de marzo de 2006

ENTE REGULADORDE LOS SERVIGIOS

PUBLICOS

MEXOA

Febrero de2006

NG 25,49' Gaeeta Oficial, martes , de marzo de 2006 93

iNLlICE DE CQNTENIDQ DEL REGIME_NTARIFAR!~SERVICIO PUBLICO DE PISTRIBUCION Y COMERCIALIZACION

m: ENERQiA~RICA

TITULO IV: REGIMEN TARIFARJO DEL SERVICIO PUBLICO DE DlSTRJBUCI6N Y COMERCIALIZACI6NDE ENERCiA ELECTRICA .

CAPITULO IV.l: ASPECTOS GENERALES .SECCION IVI.I: VIGENCIA ; .SECCI()N IVI.2 : APLICA CION ..SECCION IV:1.3: E,MPRESAS COMPARADORAS .SECCIUN IVIA: AREAS REPRESENTATIVASDE DlSTRIBUCfON .SECCIUN IV 1.5 : VARIABLES DE COSTOS Y ECUACIONES DE EFICIENCIA PARA LOS SERVICIOS DE

DISTRIBUCION y COMERCIALlZACION. .CAPITULO IV.2: INGRESO MAxIMO PERMITlDO ron ACTIVIDADES REGULADAS ..

St.:CClON IV2.1: INGRESO MAXIMO PERMITIDO POR LA ACTIVIDAD DE DlSTRIBUCION .S£CClON IV 2.2: INGIIESO MAxIMO PERMITIDO POR LA ACTiVfDAD DE COMERCiALIZACION .SECCION IV2.3: INGRESO MAxIMO PERMiTlDO POR LA ACTlVIDAD DE ALUMBRADO PUBLiCO .SECCION IV2.4 : INFORMACION A SUMiNlSTRAR .

CAPITULO IV-3: ACTIVIDADES NO REGULADAS .CAPITULO IVA: CRITERIOS GENERALES PARA ESTABLECER LA ESTRUcrtJRA TARIFARIA .

SECC/()N 1V.4.1: UNEAMIF:NTOS GENERALES .SECCION IV4.2: CRiTERiOS PARA EL DISENO DE LOS COMPONENTES DE COSTOS DE DlSTRiBUClONSECCION IVA.3 : CIUTERiOS PARA EL DiSJ::NO DE LOS COMPONENTES DE COSTOS POR PERDIDAS EN

DISTRIBUCION. - .SECCION 1V4.4 : CRiTERIOS PARA EL DISENO DE LOS COMPONENTES DE COSTOS POR

COMERCiALIZACION - .SECCION IV 4.5 : CRITERIOS PARA EL DISENO DE LOS COMPONENTES DE COSTOS POR ALUMBRADO

PUBLiCO ..SECCION IV4.6 : Criterios para el diseho de las componentes de costos de abastecimiemo: .SECCION IV.4.7: INFORMACION A SUMiNiSTRAR, .SECCION IV4.8: IDENTIFICACION DE LOS CARGOS TARiFARiOS .

CAPITULO IV.S: APLICACI6N DE LAS TARIFAS ..SECC!(iN 1V5.1: DISCRIMiNACiON DE LOS' COMPONENTES DE LA TARlFA .SECCION IV5.2,' usa DE REDES DE DIS7RlHUCiON .SECCION IV5.3 : OPCIONES TARiFARIAS - .SECCION IV5.4 : FACTURACION .SECCION iV5.5: FACTURACION DE CONSUMOS EN FRAUDE .SECC!ON IV.5.6 : Depositos ell garantia, Cargos de Conexion, Cargos por reconexion, cargos por morosidad,

recargos por bajofactor de potencia .CAPITULO IV.6; ACTUAL/ZACI6N DENTRO DEL PERioDO TARIFARIO ..

SECCION 1V6.1: L/NEAMJENTOSGENERALES , , ..SECCI(jN 1V6.2 : METODOLOGiA DE AJUSTE DE LOS CARGOS TARIFARIuS DE COMERCIALIZACION38SECCION IV6.3 : METODOLOGiA DE AJUSTE DE LOS CARGOS TARlFAlUOS DE REDES DE DISTRiBUClON

...... " " _- ,.-, ., .. ,.,., .SECCION lV6.4 : METODOLOGiA DE AJUSTE DE LOS CARGOS TARIFARJOS POR ALUMBRADO PUBLICO

SJ::CClUNIV."'.5 : METODOLOGIA DE AJUSTE DE LOS CARGOS TARiFAIUOS POR PERDJDAS ESTANDAREN DlSTRiBUCION , , ..

SECCION lV6.6: METODOLOGiA DE AJUSTE DE LOS COMPONENTES DE COSTO POR ABASTECIMIENTO

SECCION 1v'6. 7: PROCEDIMIENTO QUE HAN DE SEGUlR LAS EMPRESAS DlSTRlBUlDORAS PARA LAACTUALlZA CION SEMESTRAL DE LAS TARlFAS ..

SECCION lV6.8: ('ALCULO DE LAS CORRECCiONES PARA EL PRiMER SEMESTRE DE TRANSICION(01/07/2006 - 31/12/2006) ,.", , , , _ ..

SECCION iV.6.9: CALCULO DE LAS CORRECCIONES PARA EL SEGUNDO SEMESTRE DE TRANSlCION(01/01/2007 -30/06/2007) .

SECCION IV6.iO: CRONOGRAMA DEL PROCESO DE ACTUALIZAClON TARIFARIA SEMESTRAL .SECCION 1V.6.11: REPARTICION ENTRE LOS GRUPOS DE CLiENTES ABASTEClDOS POR LA

DISTRIBUIDuRA Y LOS ABASTECJDOS POR OTROS AGENTES DEL MERCADO DE LAENERGJA Y LA DEMANDA REClBlDA POR LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS EN CADANODO a PUNTO DE ENTREGA ..

SECCION lV6.12: AJUSTES POSTERJORES A LA iNFORMACiON SUMlNiSTRADA COMO FACTURADA 0MEDIDA , , , .

SECCION lV6./J: PRESENTACION DE INFORMACiON CORRESPONDJENTE A LA ACTUAL/ZAC/ONTARIFARIA : .

94 Gaeeta Oiicial, martes 7 de mana de 2006

TITULO IV: REGIMEN TARIFARIO DEL SERVICIO PUBLICO DE DISTRIBUCI6N YCOMERCIALIZACI6N DE ENERGiA ELECTRICA

CAPITULO IV. I : ASPECTOS GENERALES

Articulo I EI Regimen Tarifario del Servicio Publico de Distribucion y Comercializacion deElcctricidad y del Scrvicio de Alumbrado Publico establece las reglas relativas a los procedimientos,mctodologias, formulas, cstructuras, opciones, valores y, en general, a todos los aspectos quedctcrminan las tarifas sujctas a regulacion, En adelante se le llama Regimen Tarifario 0 simplementeRegimen.

Articulo 2 Las empresas prestadoras del servicio publico de Distribucion y Comercializaci6n deElectricidad deberan presentar, para aprobacion del ERSP, pliegos tarifarios de aplicaci6n a losclientes regulados y tarifas por uso de redes de distribucion, siguiendo las metodologias, formulas yvalores sei'ialados en este documento.

Ar-ticulo 3 Las tarifas rcguladas de electricidad deben\n claborarse de acuerdo con los criteriosestablecidos en cl articulo 97 de la Ley 6 del 3 de febrero de 1997.

SECCION 1V.1.1: VIGENCIA.

Articulo 4 Este Regimen Tarifario cntrara en vigencia el lOde julio de 2006 y expirara el 30 dejU1110 de 20 IO. Este periodo de vigencia se define como el Periodo Tarifario,

SECCION IV. 1.2 : APLICACION

a) Todo concesionario de distribucion y comercializacion de energia electrica,:.

Articulo 5 Este Regimen es de aplicacion unicamente a:

" r/ /':, / I

b) Todo clientc quc utilicc las redes de distribuci6n para uso final, cs decir todo clicntc final en lostcrminos de la Ley 6 del 3 de febrero de 1997.

c) Todo distribuidor que utilice las redcs de distribucion de otro distribuidor para transportar elproducto clcctrico,

Articulo 6 Este regimen tarifario no se aplica a ningun generador, autogenerador 0 cogeneradordirectamcntc a un distribuidor para la entrega de su produccion, ya que dicho uso y metodologia paracstableccr los cargos par usa de redes es reglamentado par el Regimen Tarifario del Servicio Publicode Transmision vigcnte.

SECCION IV.I.): EMPRESAS COMPARADORAS

Articulo 7 Las emprcsas comparadoras a las que se refiereel articulo 103 de la Ley. sescleccionan can cl fin de definir condiciones de eficiencia para las empresas de distribucion yComcrcializacion de clectricidad, basadas en el desempefio reciente de empresas reales similares,nacionales 0 cxtranjeras.

Articulo 8 Se definen para ello variables de costas y de perdidas de las empresas comparadoras,cuyos valorcs sc aproximan basandose en ecuaciones de eficiencia, como se explica mas adelante.Las ccuaciones de eficiencia se estiman a partir de variables explicativas de la evolucion de dichoscostas 0 perdidas sabre una muestra representativa de empresas.

Articulo 9 Las variables de costos 0 perdidas, y sus respectivas eeuaeiones de eficiencia, son labase para cl· calculo de los ingrcsos maximos permitidos de las cmpresas reguladas, tanto para laactividad de Distribucion como para la de Comercializaci6n.

Articulo lOla mucstra represcntativa de empresas que servinin como empresas comparadoras paracl pcriodo tarifario se definira porResolucion del ERSP que se emitira oportunarnente.

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SECCJON IV. VI :

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ARt."'ASREPRESENTATIVAS DE DISTRIBUCION

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Articulo II EI ERSP define las Areas Representativas para prop6sitos de cornparacron conernprcsas cornparadoras a que se refiere la Ley 6 de 1997 como parte del proceso de determinaciondel valor agregado de distribucion y cornercializacion.

Articulo 12 EI Entc Rcgulador dcfinira, sobrc la base de uno 0 mas indicadorcs reprcscntativos delas caractcristicas propias del mcrcado y del sistema electrico, la utilizacion de una 0 mas areasrcprcscntativas. Estes indicadorcs deben cstar disponibles tanto para las unidades de analisis delsistema a analizar como para las empresas comparadoras, deben resultar estadisticamentesignificativos y sc debora dcmostrar que son los que mejor caracterizan la division del area de servicioen areas rcpresentativas.

Articulo 13 A los efeetos de fa aplicacion del presente Regimen Tarifario, de resultar mas de unarea reprcscntativa, los corregimientos incluidos en la zona de concesion de cada empresadistribuidora scran c1asificados sobre la base de criterios e indicadorcs que deberan guardar similitud.con los utilizadoscn cI agrupamiento de las cmpresas comparadoras,

Articulo 14 Las areas representatives y la clasificacion de los corregimientos en dichas areas paracl periodo tarifario se dcfiniran mediante Resolucion del ERSP que se emitira oportunamcnte.

Articulo 15 El ERSP clasificara los corregimientos en las areas representativas definidas utilizandotoda la informacion que disponga, y mediante las estimaciones que considere necesario de existirproblemas con la misma,

SECCION IV. IS : VARIABLES DE COSTQS Y ECUACJONES DE EFICIENCJA PARA LOSSERVICJOS DE DISTRIBUCION YCQMERCIALIZACION

Articulo 16 Las variables de costos y pcrdidas a eonsiderar son las siguientes:

a) Activos de Distribucion (incluye Sistema Principal y Conexion) (AD)

b) Actives de Comercializacion (AC)

c) Costos de Administracion, que inc1uyen tanto Distribucion (Sistema Principal y Conexion) comoComcrcializacion (ADM)

d) Costos de Operacion y Mantenirniento de Distribucion (Sistema Principal y Conexion) (OM)

c) Costos de Comcrcializacion (incluycn Medicion, Facturaci6n y otros) (COM)

f) Pcrdidas de Encrgia (PD%)

Articulo 17 Las variables de costas y perdidas se detenninan a partir de variables explicativas atravcs de Ecuacioncs de Eficicncia, Las variables explicativas son:

a) El numero total de clicntes.

b) La curga maxima total a nivel de puntos de inycccion al sistema de la empresa distribuidora.

c) La energia vendida.

Articulo 18 Las ccuaciones de eficiencia son estimadas a partir de tina muestra representativa deempresas comparadoras, mediante funciones exponenciales de la siguiente forma para cada arearcpresentativa U):

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cn la que:

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(1) ADj = 3j * ctj * DjPj

(2) ACj = bj * clj * Dj6j

(3) ADMj = Cj * C/,j * Djtj

(4) OMj = d j * cjtU * Dj)J

(5) COM j = ej * ctj * DjYj

• Cj es cl nurnero de clientes del Area Reprcsentativa "j",

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• OJ cs Ia carga maxima, a nivc1 punta de inyccci6n, correspondiente al AreaRepresentative 'j". Sicmprc se debe eumplir que ~Oj = D, siendo D la demandamaxima de todo cl sistema,

• aj, bj , Cj, d, y Cj son parametres adimensionales de la ecuaci6n de eficiencia.

• oj, J3j, yj, oj, sj, +j, TJ.i y Aj representan las elasticidades de la variable de costo que seprctende detcrrninar can respeeto a eada varieble explieativa.

Cada variable de costa puede ser explicada par una a ambas de las variables explieativas, en funciondel comportamicnto de los datos en la muestra de variables explieativas. .

Todos los costos dcberan ser convenientemente estandarizados a una moncda comun, previo a ladeterminacion de las ccuaciones de eficiencia. Si esta moneda cornun no es el Balboa, los resultadosfinales de costos dcbcran ser convertidos a Balboas utilizando el mismo procedimiento. EIproccdirnicnto de cstandarizacion debe, finalmente, adaptar los costas intemaeionales a la realidad delas cmprcsas de Panama.

Articulo 19 Las pcrdidas eficientes de cnergia se representaran a traves de un coeficiente dePcrdidas de Energia (PD%j) para cada Area Representativa "j" 0 empresa. EI mismo se determinara apartir de una ccuacion de efieieneia estimada en base a las perdidas de las empresas comparadorasclasificadas en cl Area Representativa "j", mediante las ecuaeiones siguientes:

Dondc:

EPIJ: Pcrdidas de Energia en el ana "t", eorrespondientes al Area Representativa .~..

MWhD' j Encrgia total (rcgistrada en nodo de compra 0 entrega 0 nodo de autogeneracionjproyectadapara cl afio "t" eorrespondiente al Area Representativa "j". Se determinara sobre la base de la EnergiaTotal Prevista para cI afio "t", segun un estudio de demanda que la distribuidora debera presentar aaprobacion del Ente Regulador a mas tardar el 30 de Oetubre del afio anterior al inieio del nuevoperiodo tarifario y un factor de participacion para cada ARj que la distribuidora remitira al EnteRcgulador en su pronostico de demanda para eada afio tarifario. EI mismo debera guardar relacionlogica con cl grado de participacion resultante de la facturacion a elientes finales can datos completosdel periodo tarifario anterior. Si asi no resultara, el Ente Regulador efectuara la distribuci6n can esteultimo critcrio, La Encrgia Total Prcvista debera incluir tanto a c1ientes rcgulados como a GrandesClicntes (no rcgulados) y -debora guardar relacion y consistencia con el Informe Indicativa deDemanda aprobado por el Ente Regulador vigente al momento de la realizacion del calculo, Elcstud.o de dcmanda aprobado par el Ente Regulador sera el que dcbera utilizar la distribuidora para suestudio tarifario.

c: Base dc los logaritmos naturales

A Y B: Parametres adimensionales de la ecuacion de efieiencia

Gaceta 0ftdaI, martes7 de IIiaI'ZO de 2006

Solo pua el caso de la cstimacien de las perdidas, y previo a la determinacion de los parametres de laccuacion de efieiencia eorrespondiente, se clasificaran las empresas comparadoras en las ARs enfuaciou de que el valor de su indicador (INDIS) se encuentre entre los limites especifieados para lasARs y de que su valor porccntual de perdidas se eneuentre dentro de vaJores extremos aceptablesdefinidos por cI ERSP.

EI Porcentaje de las pcrdidas de energia de la empresa para el ado "t", respeeto de la energfa totalingrcsada, rcsultara de la siguiente ccuacion:

Donde:

PD.%: Porccntaje de pCrdidas de energfa de la empresa, respecto de la energla ingresada a la misma,correspondicntc al ano "t",

Los parametres de las ecuacioncs de cficiencia de cada area rcprcsentativa serio establecidosmediante rcsolucion del Ente Regulador.

Articulo 20 Los parametres de las ecuaciones de eficiencia de cada area representativa serancstablccidos mediante resolucion del ERSP.

CAPITULO IV.2 : INGRESO MAxIMO PERMITIDO POR ACI1VIDADES REGULADAS

Articulo 21 EI Ingreso Maximo Permitido (IMP) por Actividades Reguladas para las empresasdistribuidoras en el Pcriodo Tarifario incluye los ingresos de Distribucion, Comercializacion y elAlumbrado Publ ico, de acuerdo a la siguicnte formula:

IMP "" lMPO + IMPCO + ALUMPU

Donde:

IMPD es el valor presente de los ingresos miximos IJeI1Ditidos por Ia actividad de Distribucion en elPenodo Tarifario.

IMPCO cs cI valor prcsente de los ingresos maximos permitidos por la actividad de Comercializaci6nen el Periodo Tarifario.

ALUMPU cs cI valor presente de los ingresos rnaximos permitidos a la Empresa distribuidora por elservicio de alumbrado publico en el Periodo Tarifario.

Articulo 22 EI Entc Regulador rcvisara al final de cada periodo tarifario, cJ IMP aprobado coorcspccto a los ingrcsos reales percibidos por la empresa distribuidora, a fin de determinar si lasvariacioncs sc cncucntran dentro de un margen razonable. En caso de que sc deteeten ingresos enexccso el ERSP tamara las medidas para ajustar dicho exceso en el proximo periodo tarifario.

SECCiON iV.2.1 : INGRESO MAxiMO PERMITlDO POR LA ACTIJ'IDAD DE DISTJlJBUCION

Articulo 23 EI Ingrcso Maximo Permitido para recuperar los costos de la aetividad de Distribucionen cI Pcriodo Tarifario se calcula a partir de la siguiente formula:

IMPD .., IPSD + IPPO

Donde:

IPSD cs el valor prcscnte de los ingJaos pennitidos por los costos del sistema de distribucien(induye cJ Sistema Principal y las Conexiones) en el Periodo Tarifario, utilizaodo como tasa dedcscuento la tasa de rentabilidad regulada (RR).

98 Gaceta Oficial, martes 7 de manu de 2006 Nt 25,497

•

IPPD es cl valor presente de los ingresos permitidos por el costo de las perdidas del sistema dedistribuci6n en cI Periodo Tarifario, utilizando como tasa de deseuento la tasa de rentabilidadregulada (RR).

Articulo 24 Ingreso Permitido por los Costos del Sistema de Distribucion (IPSO)

IPSO es cl valor presente de los ingrcsos anuales IPSO t permitidos por los costos del sistema dedistribucion en cada aiio tarifario (t) del periodo tarifario (t = I,...,4). EI ingreso anual permitido pararccupcrar los costos del sistema de distribucion se calculara segun la siguiente formula:

IPSOt = AOMt + OMt + (BCD t) • (OEP%) + (BCONt) • (RR), t = 1,...,4

Dondc:

ADMt cs cl valor cficicnte de los costos totales de administraci6n para el ail.o1.

OMt cs el valor cficientc de los costos totales de operacion y mantenimiento parael ailo t.

BCDt es el valor bruto de la Base de Capital de Distribucion en el afio (t).

BCND, cs cI valor ncto de la Base de Capital de Distribucion en el afio (t).

DEP% cs la tasa lineal de dcpreciaci6n de la vida util de los activos eficientcs del sistema dedistribucion, calculada en base al promedio ponderado de dcpreciaci6n de los activos a partir de la

. vida util de cada uno de los mismos. No se aceptaran valores superiores a la tasa que resulte delultimo cstado financiero auditado. De no disponerse de informacion se utilizara eI 3.3%.

RR es la tasa de rcntabilidad regulada de la empresa distribuidora, fijada por resolucion motivada delERSP de acucrdo a 10 que cstablece el articulo 103 de la Ley.

a) Ollculo de ADM!

• ADM. = SUMj (ADMjt), siendo (j) el Indice que define las areas representativas seleccionadas,y (t) el aiio larifario.

• ADMjt son los costos de administraci6n rcsultantcs para ct Area Representativa <OJ'' en el afto"t", calculados a travcs de la Ecuaci6n de Eficiencia correspondicnte, con las variablesexplieativas:

y Cjt: Suma de clientes de los eorregimientos agrupados en el Area Representativa 0), en elafio (t) ylo

, Dj l : Dcmanda total de los corregimientos agrupados en el Area Representativa '~", en elafio (t)

b) Calculo de OM t

• OM I = SUMj (OM j l) , sicndo U> el indice que define las areas representativas seleccionadas, y(t) d afio larifario.

• OMjt son los costos de Operacion y Mantenimiento de distribucion, calculados a traves de laEcuacion de Eficiencia correspondiente, con las variables explieativas:

).- Cj l : Suma de clientes de los corregimientos agrupados en el Area Representativa G>. en elano (t) ylo

" I -

,.. Djl: Demanda total de los corregimientos agrupados en el Area Representativa "f', en elafio (t).

c) Calculo de BCD,

BCD. =BCD•.\+10, con t = 1,2,3,4

Nt 25,497

. "' ::~.

, Gaeeta Oftcial, martes 7 de marzo de 2006

BCD'_I =Base de Capital de Distribucion al inicio del afio tarifario "t", Para el primer afio (t - I),BCDo representa la Base de Capital de Distribucion al inicio del periodo tarifario, de aeuerdo a 10estipulado en la ley 6 de 1997 (Art. 103 YArt. 97). Esta base debe reconocer, en consonaneia conla Ley, solo los activos eficientes en operacion, no totalmente depreciados, a esa feeha. Para tal fincl ERSP cvaluara los activos de la distribuidora bajo las siguientes premisas:

(i) Que los activos se encuentren en operacion al momento de aplicacion del presenteregimen, esten asentados en los libros de contabilidad del eoncesionario, de acuerdo concI ultimo estado financicro auditado y no hayan sido totalmente depreciados al inieio delnuevo pcriodo tarifario,

(ii) Que se encuentren especificamente asociadas a la prestacien del servieio dedistribucion clectrica,

(iii) Que las instalaeiones que esten en opecaci6n 0 entren en operacien antes del iniciodel periodo tarifario, y aun no esten asentadas en libros, se consideren siernpre y cuandola tcrminacion de las obras se eneuentre debidamente certificada por una firma deauditorcs cxtcrna. Para obras que no esten en proccso de construccion pero que entraranen opcracion comercial antes del inieio del periodo tarifario, las empresas distribuidorasprcscntaran al Entc Regulador un dctalle de dichas obras con la debida sustentacion, lascuales scran analizadas y podran, justificadamente, ser aeeptadas 0 modificadas. HI EnteRcgulador sc reserva el derecho de verificar posteriormente la entrada efectiva enscrvicio de las obras.

(iv) Que los activos asentados en libros debidamente auditados al 31 de Dieiembre delultimo afio completo del periodo [t-Z) (Ej. Para el periodo tarifacio 2006-2010 seria al31de Dicicmbrc del 2001) considerados eficientes para la determinacion de BCDt~1 seranlos que realrnente fueron rcconocidos como efieientes en los estudios tarifacios delperiodo anterior. Los activos que hayan sido producto de aportes de terceros ydonaciones reeibidas (incluyendo los activos transferidos por la Autoridad de la RegionIntcroccanica) hasta la fecha de inicio de la conccsion seran considerados como parte delos acuvos propios de la distribuidora. Los activos en proceso de construccioncontratados por cllllilE prcvie al 31 de octubre de 1998 y que constan en el contrato deconccsion de la distribuidora su obligacion de construirlos confonne 10 eontratado, seraconsiderados a su valor en libros.

(v) Que los activos asentados en libros e incorporados durante el periodo tarifarioanterior rcspeten eI principio de eficieneia tecnica y de costos. A tal fin el ERSP auditanilos mismos, las justificaeiones de su incorporaci6n y sus costas unitarios a partir de unacomparacion internacional.

(vi) Que los activos que resultan de aportes de terceros y donaciones, hechasconposterioridad al 31 de Octubrc de 1998, sean identificados a fin de que no se apliqucsabre ellos tasa de rentabilidad. Solo para aquellos recibidos en tal caracter hasta el31de Dicicmbre de 2005 se permitira recuperar depreciacion, si Ie corresponde a lacmprcsa distribuidora reemplazar dichos actives par fin de su vida util u obsolescencia.

Los recibidos con posterioridad al 31 de Diciembre de 2005 esa fecha no integraran laBase de Capital pur ningun concepto, es decir no se aplicara sabre elIos tasa derentabilidad ni se permitira reeuperar depreeiaciones par los mismos. Quedan excluidoslos aportes rccmbolsables y no reembolsables abonados par la Tabla de Costas porMetro Lineal que seran considerados como aetivos de las empresas distribuidoras.

(vii) Que su tratamiento eontable este de aeuerdo con los lineamientos que el ERSPinstruyese en el Sistema Regulatorio Uniforme de Cuentas.

lOt: Inversion Efieicnte de Distribucion en elafio (t)

lOt = AD. - AD,_I, can t == 1,2,3,4

• ADt =SUMj (ADjt), siendo G)el indice que define a las areas representatives seleccionedas, y(t) el afio tarifario.

100 Gaceta OIicial, martes 7 de marzo de 2006

• ADjt cs cl valor de los Activos de Distribucion del Area Representativa OJ'' durante el aDo"t",determinado a travcs de la Ecuaci6n de Eficiencia correspondiente, con las variablescxplicauvas:

;. Cjt:Suma de clientes de los corregimientos agrupados en el Area R.epresentativa (j), en elafio (t) y/o

;;.. Djt: Demanda total de los corregimientos agrupados en el Area Representativa OOj", en elafio (t)

Djt sc obtcndra a partir de la composicion de:

• La participacion de las distintas categorias de clientes en el COiJSDfIIO del conjunto decorregimientos agrupados ell el Area Rcpresentativa "/'. en el ano (t).

• Curvas de carga tipicas de cada una de esas categorias de clientes, disponibles al momento delcalculo dcl llvll', y aprobadas por cl ERSP.

En caso dc no disponerse de curvas de carga tfpicas para CMIa categoria de clientes COD Iaaprobacion tccnica del ERSP. se debera tener en cuenta para el ci1culo de Djt lascondicionesde mcdicion de la clase de clientes de la siguiente forma:

, Para la clase de c1ientes que dispone de registros de dernanda de potencia, Ia demandamaxima de potencia se calculara a partir del consumo de energia, utilizando el factor decarga que resulte de la base de datos comercial. Se estimara un factor de simultaneidad delas cargas para ajustar la suma lineal de las demandas de potencia a un valor de pok:DCiamaxima simultanca.

.;. Para los clientes que no disponen de registros de demanda de potencia, la' doowvIamaxima de potencia se calculani utilizando un factor de carga representativo del conjunto,igual para todos los corregimientos.

AD I . , Y ADj,•.I. se calculan a partir de las f6nnulas anteriores, con los valores de las variablescxplicativas Cj,t.1 y/o Dj,._1 previstos para el Ultimo aDo tarifario del periodo anterior, utilizando lamejor informacion disponible a la fecha de su estimacien

Articulo 25 Ingreso Pennitido por Perdides de Distribuci6n (IPPD)

IPPD cs cl valor prcscntc de los ingrcsos anuales PDt pennitidos por el costo d~ las p6nIidas etC)sistema de distribucion en cada ano tarifario (t) del periodo tarifario. EI ingreso pennitido paracubrirlas pcrdidas de distribucion del sistema se calcula a partir de la siguiente f6nnula:

PD. = PO% * MWhD,· CMM,

Donde:

PD% .cs un porccntajc eficiente de perdidas estimado para el aiio ""1" a partir de Ia muesba decmprcsas rcprescntativas como porccntaje sobre el volumen de energia ingresada al sistema de Iaempresa distribuidora. ResuIta de las eeuaciones de eficieneia de las perdidas ya vistas.

MWhD. es la eantidad total de energia (registrada en nodo de cornpra 0 entrega 0 nodo deautogcncracion) proyeetada para el ano t. Se utilizara ellnforrne Indicativo deDemaoda aproa.do parel ERSP y vigcnte al momcnto de la realizacion de los calculos. (MWhD, :: 1;MWbo.J

CMMt es cl eosto monornico (incluyendo potencia y energia en el sistema de geoeracion, el sistemade transportc, pcrdidas del sistema de transporte y demas costos) en el men:ado mayorista, proyectadapara cl ano t, Sc debe utilizar la informacion de las proyecciones del CND.

N° 25,497 Gaceta Oficial, maries 7 de mana de 2006 101

SECCION 1V.2.2 : INGRESO MAXIMO PERMIT/DO POR LA ACTWIDAD DECOMERCIALIZA CION

Articulo 26 IPCO es el valor presentc de losingresos anuales IPCO, pennitidos por la actividad decomcrcializacion en cada aiio larifario (t) del pcriodo tarifario, utilizando como tasa de descuento Iatasa de rcntabilidad rcgulada (RR). EI ingrcso anual permitido para recuperar los costas de laactividad de comcrcializacion sc calculara scgun la siguientc formula:

IPeo. = COM. +(BCC.) • (DEPOlo) + (BCNC.) * (RR)

Dondc:

COM , cs cl valor eficicnte de los eostos de cornercializacion para el afio t (incluye costas dernedicion, facturacion, mercadeo, atencion al cliente y otros).

BCC t cs el valor bruto de la Base de Capital de Comercializacion en el ana (t).

BCNC. es el valor neto deIa Base de Capital de Cornercializacion en el ano (t).

DEP% es la tasa lineal de dcpreciacion de la vida util de los aetivos eficientes de comercializacion,calculada en base al prornedio ponderado de depreciacion de los activos a partir de la vida util de cadauno de los misrnos. No se aceptaran valores superiores a la tasa que resulte del ultimo estadofinancicro auditado. De no disponerse de informacion se utilizara el 3.3%.

RR cs la tasa de rentabilidad regulada de la empresa distribuidora, fijada por resolucion motivada delERSP, de aeuerdo a 10que establece el articulo 103 de la Ley.

a) Calculo de COM,

• COM. = SUMj (COMj,) , siendo U) el Indice que define a las areas representativassclcccionadas, y (t) el afio tarifario.

• COMjt es el Costo de Comcrcializacion correspondientc al Area Representativa "j" durante elaiio ·;t". Se calcula a traves de la Ecuacion de Eficiencia correspondiente, can las variablescxplicativas:

~ Cjt: Suma de clientes de los corrcgimientos agrupados en el Area Representativa (j). en elafio (t) y/o .

>- Djt: Demanda total de los corregimientos agrupados en el Area Representativa 'T'. en elailo (t)

b) CaUculo de BCCl

BCC. = BCCt.1+ ICt, con t = 1,2.3,4

BCC,_I =Base de Capital de Comercializacion al inicio del ano tarifario "t", Para el primer ailo (t= I), BCCo rcprcscnta la Base de Capital de Comercializacion al inicio del periodo tarifario, deacuerdo a 10 cstipulado en la Icy 6 de 1997 (Art. 103 y Art. 97). Esta base debe reconocer, enconsonancia con la Ley, s610 los activos eficientes en operacion, no totalmente depreciados, a esafccha. Para tal fin cl ERSP evaluara los aetivos de la distribuidora bajo las siguientes premisas:

(i) Que los activos se encuentren en operacion al momento de aplicaei6n del presenteregimen, estell asentados en los Iibros de contabilidad del concesionario, de acuerdo concI ultimo estado finaneiero auditado y no hayan sido totalmente depreciados al inieio delnuevo pcriodo tarifario.

(ii) Que se encuentreo especfficameote asociados a la prestaei6n del servicio decomcrcializacion de energia electrica,

102

~'.

Gaceta Oficial, martes 7 de mana de 2006 NO 25,497

(iii) Que las instalaciones que esten en operacion 0 entren en operacion antes del iniciodel periodo tarifario, y aim no esten asentadas en libros, se consideren siempre y cuandola tcrminacion de las obras se encuentre debidamente certificada por una firma deauditorcs cxtcrna. Para obras que no esten en proceso de construccion pero que entraranen operacion comercial antes del inicio del periodo tarifario, las empresas distribuidorasprcsentaran al Ente Regulador un detalle de dichas obras con la debida sustentacion, lascualcs scran analizadas y podran, justificadamente, ser aceptadas 0 modificadas. EI EnteRegulador se reserva el derecho de verificar posteriormente la entrada efectiva enservicio dc las obras.

(iv) Que los activos asentados en libros debidamente auditados al 31 de Diciembre delultimo ana completo del pcriodo (t-Z) (Ej, Para el periodo tarifario 2006-2010 seria al 31de Diciembre del 200 I) considerados eficientes para la determinacion de BCOt_1 seranlos que realmcnte fueron reconocidos como eficientes en los estudios tarifarios delperiodo anterior. Los activos que hayan sido produeto de aportes de terceros ydonaciones recibidas (inc1uyendo los activos transferidos par la Autoridad de la RegionIntcroceanica) hasta la fccha de inicio de la concesion seran considerados como parte delos actives propios de la distribuidora, Los activos en proceso de construccioncontratados por el IRHE previo al 31 de octubre de 1998 y que constan en el contrato deconccsion de la distribuidora su obligacion de construirlos conformc 10 contratado, seraconsiderados a su valor en libros.

(v) Que los aetivos asentados en libros e incorporados durante cl periodo tarifarioanterior respeten cl principio de eficicncia tccnica y de costos. A tal fin el ERSP auditaralos mismos, las justificacioncs de su incorporacion y sus costos unitarios a partir de unacomparacion intcrnacional.

(vi) Que los activos que resultan de aportes de terceros y donaciones, hechas conposterioridad al 31 de Octubre de 1998, scan identificados a fin de que no se apliquesobrc cllos tasa de rentabilidad, Solo para aquellos recibidos en tal caracter hasta el 31de Diciembre de 2005 se pcrmitira recuperar depreciacion, si le corresponde a lacmprcsa distribuidora reemplazar dichos activos por fin de su vida 6tH u obsolescencia,

Los recibidos con posterioridad al 31 de Diciembre de 2005 esa fecha no integraran laBase de Capital por ningun concepto, es decir no se aplicara sobre ellos tasa dercntabilidad ni sc permitira recuperar depreciaciones por los mismos, Quedan exc1uidoslos aportcs recmbolsables y no rcembolsablcs abonados por la Tabla de Costos porMetro Lineal que scrim considcrados como activos de las empresas distribuidoras.

(vii) Que su tratamiento con table estc de acuerdo con los lineamientos que cl ERSPinstruycsc en el Sistema Regulatorio Uniformc de Cuentas.

ICt: Inversion Eficicnte de Comercializacion en el afio (t)

let =ACt - ACt-I> con t = 1,2,3,4

• ACt = SUMj (ACjt), siendo G> el indice que define a las areas representativas seleceionadas, y(t) el aiio tarifario,

• ACjt corresponde a los Actives de Comercializacion del Area Representativa "j" en el afio "t".Se calcula a travcs dc la Ecuacion de Eficiencia correspondiente, con las variablesexplicativas:

);.0 Cjt: Suma declientes de los corregimientos agrupados en el Area Representativa 0), en el

ano (t) y/o

).> Djt: Demanda total de los corregimientos agrupados en el Area Representativa 'T, en el

ano (t)

Djt sc obtcndra a partir de la composicion de:

• La participacien de las distintas categorias de c1ientes en el consumo del conjunto decorregimientos agrupados en el Area Representativa "j", en eIafto (t).

Gaceta Olicial, martes 7 de marzo de 2006 103

• Curvas de carga tipicas de cada una de esas categorias de clientes, disponibles al momento delcalculo del IMP, y aprobadas por el ERSP.

En caso de no disponerse de curvas de carga tlpicas para carla eatcgoria de clicntes COIl laaprobacion tecnica del ERSP, se debera tener en cuenta para el calculo del Ojl las condicionesde mcdicion de la c1ase de clicntes de la siguientc forma:

., Para la close de clientes que dispone de registros de demanda de potencia, la demandamaxima de potencia se calculara a partir del consumo de energla, utilizando el factor decarga que resulte de la base de datos comercial. Se estimara un factor de simultaneidad delas cargas para ajustar la suma lineal de las demandas de potencia a un valor de potenciamaxima simultanea,

;,. Para los clicntcs que no disponen de registros de demanda de potencia, "la demandamaxima dc potencia se calculara utilizando un factor de carga representativo del conjunto,igual para todos los corrcgimientos,

AD•.1 Y ADj.I./, se ealculan a partir de las formulas anteriores, con los valores de las variablesexplicativas Cj .t.1 y/o Dj.,.1 previstos para el ultimo afio tarifario del periodo anterior, utilizando lamcjor informacion disponible a la fecha de su estimacion,

SECC/ON tv.is :PUBLICO

INGRESO MAXIMO PERM/TJDO POR LA. ACT/VIDAD DE ALUMBRADO

Articulo 27 ALUMPU cs ci valor prcscnte de los ingresos anuales ALUMPU, permitidos por elservicio de ulumbrado publico en cada ano tarifario (t) del periodo tarifario, utilizando como tasa dedescucnto la tasa de rentabilidad rcgulada (RR). EI ingreso anual permitido para recuperar los costospermitidos por cl scrvicio de alumbrado publico se calculara segun la siguiente f6rmula:

ALUMPU,= O&MALuM, + (ACTALUMt)(DEP%) + (ACTNALUMt)(RR)

O&MALUMI = costos de operacion y mantenimiento asoclados al alumbrado publico en cada aliotarifario t, considerando el costo unitario promedio eficiente aprobado por el ERSP para el periodotarifario y la cantidad de luminarias 0 puntos de iluminacion, sin incluir los costos de la energiaconsumida por cI servicio.

ACTALUMt == valor de los actives fijos brutos en operacion del alumbrado publico en cada afto tarifariot.

ACTNALUMI "';. valor de los activos fijos netos en operaci6n del alumbrado publico en cada afiotarifario t.

DEP%:: tasa de depreciacion lineal en la vida util de los activos del alumbrado publico:

RR es la tasa de rentabilidad regulada de la ernpresa distribuidora, fijada por resoluei6n motivada delERSP, de acucrdo a 10 que establece el articulo 103 de la Ley.

Articulo 28 Para la determinacion de ACTALUMt YACTNALUMI se tomara en consideraci6n:

a) Los actives fijos netos en opcracion a costo original eficiente al termino del alio 2005;

b) Los actives rcsultantcs del plan de inversiones presentado por la distribuidora, en cumplimicntode las normas de calidad del alumbrado publico y del crecimiento vegetative previsto para el proximoperiodo tarifario, Estc plan de inversiones sera presentado por la distribuidora al ERSP con 18 debidajustificacion, dctalle que permita su seguimiento y este ultimo debera prestar su aeuerdo.

e) Los actives que resultan de aportes de terceros y donaciones, hechas con posterioridad al 31 deoctubre de 1998, seran idcntificados a fin de que no se apliquc sobre ellos tasa de rentabilidad, Solopara aqucllos rccibidos en tal caracter basta el 31 de diciembre de 2005 se pennitini recuperardeprcciacion, si Ie corresponde a la empresa distribuidora reemplazar dichos activos por fin de su vidautil u obsolescencia.

104 Gaceta Oficial, martes 7 de marso de 2006 Nit 25,497

Los rccibidos con postcrioridad a esa fecha no integraran la Base de Capital por ningun concepto, esdeeir no sc aplicara sobrc ellos tasa de rentabilidad ni se permitira recuperar depreciaciones por losmismos. Qucdan cxcluidos los aportes reembolsables y no reembolsables que seran consideradoscomo actives de las cmpresas distribuidoras.

Articulo 29 EI costa unitario promedio eficiente de operaci6n y mantenimiento y los costasunitarios de inversion a reconoeer en el calculo scran establecidos por resolucion motivada del ERSP,basado en 1a informacion de costos presentada por la empresa distribuidora y de una comparacion decostas del mercado.

SECCION IV,1.4 : INFORMACION A SUMINISTRAR

Articulo 30 EI ERSP podra solicitar y la empresa distribuidora debora entregar en los tiempos yformas cstablecidas par cl ERSP, toda la informacion que el ERSP considcre neccsaria para poderdctcrminar cJ iugrcso maximo pcrmitido.

Articulo 31 Si Ia distribuidora no suministrase esta informacion, el ERSP ejercera el derecho que Ieasistc en funcion del articulo 20 de la Ley 6 del 3 de febrero de 1997.

CAPITULO IV.3 : ACTIVIDADES NO REGULADAS

Articulo 32 EI ingrcso permitido para las empresas de distribuci6n y comercializacion en elperiodo tarifario tcndra en cuenta las actividades realizadas por la empresa que no correspondan a lasactividadcs rcguladas cn la Ley 6 de 1997.

Articulo 33 De existir tales actividades que utilicen los activos de distribucion y comercializacienpara fines difcrcntcs a las actividades reguladas, se considerara como actives fijos del sistema dedistribucion una proporcion de tales activos, equivalente a la relacion que existe entre los ingresos quese prcvca para las actividades reguladas asignadas en la Ley 6 de 1997 y los ingresos totales previstosen las actividadcs reguladas y no reguladas que utilicen los activos de distribucion.

Articulo 34 Dc existir actividadcs no reguladas las bases de capital calculadas para el sistema dedistnbucion y para el de comercializacion segun las expresiones antes vistas, deberan ser ajustadaspor el siguicntc factor de correccion:

FCBC::: (IPToI(IPT0 + INRo)

FCBC: cl factor de corrccci6n que multiplicara a los valores de BCD... Y BCCt., calculadu scg{m Ie

espccific6 antcriormcnte,

IPTo: cI ingrcso pcrcibido por la distribuidora por las actividades de distribuciOn yeomerciaIizaci6Den el ultimo pcriodo anual auditado ala fecha de caloolo del IMP.

INRo: cI ingrcso percibido por la distribuidora por las aetividades no reguladas en eI 6Itimo periodolIoual auditado a la fceha de c8Jculo del IMP.

Articulo 35 EI ERSP podra auditar el valor del INR correspondiente a periodos aoterioresaJ deINRo dentro del pcriodo tarifario anterior, a los efectos de asegurar la razonabilidad de estc Ultimo. Side tal analisis rcsultan osciJaciones sustancialcs el ERSP podn\ adoptar como ingreso no regulado elpromedio de tados ellos,

Articulo 36 En cI caso de que 18empresa distribuidon baya permitido el Ulllfiucto de instaJacloaesa rerceros mediante concesio les gratuitas, la distribuidora dcbeni someter anualmentc Unadeclaraci6njurada infonnando de dicha conccsi6n 81 ERSP. EJ ERSP rcaJizarA una cstimacion del valor delscrvicio coneesionado y 10 considcrara como ingreso no regulado a los efectos del prcscnte nwncral.

- En cI casu de que la cmprcsa distribuidora haya permitido dicho usu6ucto a traWl de unintermcdiario, se considcrara para los efectos del calculo tarifario las sumas efectivamente facturadasal intermcdiario por tales conceptos, como ingreso no regulado de 1a empresa distribuidora.

N° 25,497

CAPITULO IVA:TARIFARIA

SECCION iV.4.J :

Gaceta Oficial, martes 7 de marzo de 2006

CRITERIOS GENERALES PARA ESTABLECER LA ESTRUCTURA

LlNEAM/ENTOS GENERALES

105

Articulo 37 Las Emprcsas distribuidoras deberan presentar, para la aprobaci6n del ERSP, pliegostarifarios con los cargos a aplicar para las diferentes c1ases de clientes,

Articulo 3M Los criterios que se tendran en euenta para la aprobaci6n de la estructura tarifaria son:

a) Que ascgurcn una adccuada transmision dc la sefial de precios al consumo,

b) Que induzcan un uso eficiente del servicio y del producto electrico.

c) Que reflcjen los costos reales del servicio.

d) Que se apliquen solamente a c1ases de clientes cuyas caracteristicas de costos esten bien definidas.

e) Que scan unicas dentro de una misma zona de concesion.

(i) Alta tension: redes euya tension sea igual 0 superior a 115 kilovoltios (115 kV).

(ii) Media tension: rcdcs euya tension sea inferior a 115 kilovoltios y superior a 600voltios (600 V).

(iii) Baja tension: rcdcs cuya tension sea igual 0 inferior a 600 voltios.

g) Que sc discriminen en funei6n del tipo de medici6n, guardando la deb ida consistencia 0

acoplamicnto entre tarifas, con la restriccion de que la estructura tarifaria no contemple un cargo pordcmanda cxplicita para clicntes con una dernanda maxima menor 0- igual a 15 kW. Los c1ientescatcgorizados en tarifas sin mcdicion de demanda no pagaran ningun cargo fijo excepto el decomcrcializacion.

h) Que rcprcscntcn opciones tarifarias, dentro de las cuales el cliente pucda optar respetando lassiguicntcs restricciones:

(i) La distribuidora no podra utilizar limitadores de corriente ni ningun otromecanismo para ajustar los consumos de los clientes a una detenninada opcion tarifaria.

(ii) Los clicntes pucden solicitar la opcion de medidores prepagos. Los consumos decstos c1ientes seran facturados por la tarifa aprobada (basada en energia-kWh). Lacmprcsa distribuidora que estc interesada en poner en practica el uso de rnedidoresprepagos podra hacerlo previa aprobaci6n del ERSP de una reglamentacion para el usadc estos medidores. Para establecer dicha reglamentacion la empresa distribuidoradebera suministrar al ERSP previamente informacion relacionada a los siguientesaspectos, entre otros:

(ii.l) Tipo de segmcnto de mcrcado alque ira dirigido.

(ii.2) Proccdimicnto de instalacion de estos medidores.

(ii.3) Procedirniento de informacion de consumo-ventas para su reporte a las­estadisticas y para la determinaci6n de costos en los procedimientos deactualizacion tarifaria.

(iiA) EI procedimiento para atender los subsidios que pudieran tener algunosclientes que soliciten el rnedidor prepago, tales como los subsidies porconsumo baS1CO y jubilado 0 pensionado.

(ii.S) EI procedimiento para el suministro de las tarjetas de eonsumopara elmcdidor prcpago.

106 Gaceta Oficial, martes 7 de marzo de 2006

(ii.6) Proceso de divulgaei6n del mecanismo de adquisicion y utilizacion de losmedidores prepagos.

(iii) Las distribuidoras pueden ofrecer y los clientes pueden optar por tarifasintcrrumpibles y de respaldo, sin discriminacion entre clientes. EI ERSP evaluara laspropuestas y si correspondiese las aprobara,

i) Que las clascs tarifarias (clases de c1ientes) correspondan con las aprobadas en lasresoluciones del ERSP que aprobaran los pliegos tarifarios vigentes entre julio de 2002 yjunio del 2006, pudiendo Ia distribuidora proponer nuevas tarifas dentro de cada nivel detension, a partir de la idcntificacion de clases de clientes distintivas en funei6n del analisis dela caracterizacion de la carga.

j) Que contcngan subsidios cruzados s610:

(i) Entre clicntcs de la misma c1ase como resultado de la unifonnidad de la tarifa en laccnccsion; y

(ii) Por motivos sociales, para cubrir el consumo basico u otros que se hayanpromulgado a traves de leyes sobre la materia. La distribuidora debe disefiar yevidenciar el mecanismo que utilice para el tratamiento de los subsidios y para sucvidcncia en la factum a los clicntes,

Articulo 39 La propuesta de nuevas clases de clientes debe basarse solamente en resultados de losanalisis de la caractcrizacion de earga. Los parametres que resulten del analisis de la caraeterizaci6nde carga y representen modalidades de consumo no se ajustaran durante el periodo tarifario.

Articulo 40 EI ERSP rcquerira para la presentaei6n del Pliego Tarifario que las empresasdistribuidoras dcmucstren fehacientemente que las c1ases de clientes propuestas tienen distintascaractcristicas de costos. La empresa distribuidora debera cvaluar la posibilidad de hacer mas de unatarifa para clicntcs en baja tension con dcmanda de manera que permitan homogenizar grupos dec1ientes scgun sus tamafios de demanda y/o sus factores de carga. EI Ente Regulador evaluara laspropucstas de la cmprcsa distribuidora y en caso de no cstar de acuerdo, fijara pautas tendientcs adcfinir los componcntcs de costos en los cargos tarifarios que podran ser energizados y losporccntajcs, incluyendo la posibilidad de subdivision de las tarifas.

Articulo 41 La existcncia de una clase de clientes debe implicar diferencias marcadas de la curvaagrcgada del grupo con respecto a las otras clases de clientes dentro del mismo nivel de tension. Estasdiferencias debcran corrcsponder a:

a) Ocurrencia del pico de demanda de la clase de clientes en horas de punta 0 fuera de punta.

. b) Fuertes diferencias en el factor de earga de la clase de clientes cuando no se dispone de medicion

de demanda.

c) Estacionalidad de hicarga.

Articulo 42 Para cada tarifa se debe ealcular los siguientes cornponentes de costos:

a) Componcntc de Costa de Distribuci6n. Incluye usa y conexi6n.

b) .Componcntc de Costo por Perdidas en las redes de distribucion.

c) Componente de Costo de Comercializaci6n.

d) Componente de Costo por Transmisi6n

e) Componentc de costopor Pcrdidas cn Transmision.

1) Componcntc de Costo de Gcneracion.

g) Componente de Costo por Alumbrado Publico..

~2S,497 Gaceta Oficial, martes 7 de marzo de 2006

Articulo 43 Las crnprcsas distribuidoras deberan utilizar en sus calculos la misma informacionglobal utilizada para dctcrminar cl IMP (energia, poteneia, clientes, demanda maxima, etc.)

107

Articulo 44 Las tarifas de eada clase de clientes podran cstar constituidas de varios cargos fijos yvariables para distribuir los componentes de costas anteriores, sujeto al criterio de aprovechar aImaximo las caracteristicas de medici6n de los clientes,

SECCION tv.cr :DISTRIBUc/ON

CRlTERIOS PARA EL DISENO DE LOS COMPONENTES DE COSTOS DE

Articulo 45 EI componente de coste por Distribuci6n debe ser estrueturado a traves decomponentes de costas separados por concxion y usa del sistema de distribuci6n, debiendo:

a) Los componentes de costos par conexion deben reflejar solamente los costos de operaci6nncccsarios para concctar a cada clicnte individualrnente al sistema principal de distribuci6n. Noincluycn ni cI cquiparnicnto de mcdicion, ni los costos de capital de la acometida.

b) Los componentes de costos por usa del sistema de distribuci60 deben reflejar cl costo de losactivos del sistema principal.

c) Para calcular cl componcntede costo por \ISO del Sistema de Distribuci6n se utilizara:

d) La metodologia del costo incremental promedio de largo plaza (CIPLP) para la asignaci6n pornivel de tension.

c) La evaluacion de la coincidencia externa e intema para I. asignaciOn. cada clase de elieete, yaque cl grado preciso en que cada clase de cliente compromete la capacidad del sistema principal dedistribucion dcpende de la coincidencia del pica de demanda de la clase de cliente con relacion aladcmanda maxima de Ia parte asociada (nivel de tension), y de la coincidencia del pico de un c1ientecan respecto a los picos de sus pares de la misma clase.

Articulo 46 Determinacion del componente de eosto por uso del sistema de distribucien;

Para cada cI;,lSC de cliente debe detcrminarse un componente de costa par usa del sistema dedistribucion en punta (CUSOP (B.lkWp - mes a afio» y otro en fuera de punta (CUSOFP (B./kWfp­mcs 0 afio».

Para la detenninaci6n de estos componentes de costas, primeramente se requiere calcuJar el CIPLPpar cada nivel de tension. Para tal fin se requiere a la distribuidora la realizacion de los siguientescstudios:

•a) Evaluacion de la red actual, incluyendo confiabilidad.

b) Estudio de la dcmanda por nivel de tension a 10 afios para los niveles de baja y media tension y a20 anos para el nivcl de alta tension (115 kV y superiores), incluyendo proyeccion del balance depotencia.

c) Requerimientos de inversion flsica a 10 aiios para los niveles de baja y media tension ya 20 aB08para cI nivel de alta tension, incorporando las soluciones tecnologicas 6ptimas dcsde el punto de vistacoste - beneficia y asegurando una confiabilidad acorde can los requcrimientos de calidadcstipulados.

d) Estudio de costas unitarios y determinacion de los costos de operaci6n y maatenimiento y gestiondel sistema de distribucion.

c) Estudio de perdidas de potencia y energia por nivel de tension, discriminando entre tCcnicas y DC

tecnicas.

Con los resultados de estos estudios se debe determinar el CIPLP (B.llc:W - mcs a aBo). EI CIPLPpara cada nivel de tension se detennina como el valor descontado de Ia suma de los costos

-

108 Gaceta Oficial, martes 7 de marzo de 2006 N° 25,497

..,

incremcntalcs de inversion y opcracion dividido por la suma deseontada de los inerementos de lademanda en el nivel de tension en el horizonte de tiempo estableeido. Para realizar los descuentos sedebe utilizar la tasa de rcntabilidad (RR) aprobada por el ERSP para cl periodo tarifario.

Para asignar cI CIPLP dc cada nivel de tension a eada clase de cliente se deben considerar los factoresde coincidencias intcrnas y externas, y en punta y fuera de punta de la demanda maxima de la c1ase declicntcs COli respee to a la agrcgada al nivel de los distintos niveles de tension en punta y fuera depunta.

Una vez dcterminados los componentes por uso de cada clase de clientes, estos deben ser asignados alos cargos tarifarios.

En eI caso de las clascs de clicntcs en las cuales el equipamiento de medicion permita el registro de'dcmanda maxima en punta y Iucra de punta, csta asignacion sc rcaliza directamente.

En eI caso de las clascs de clicntcs en las cuales el equipamiento de rnedicion permita solo el registrode dcmanda maxima, la distribuidora debe disefiar un mecanismo que pennita la asignacion de amboscomponcntcs al cargo de demanda maxima. En este caso, los componentes CUSOP y CUSOFPpodran ScI' cncrgizados parcial 0 totalmcnte a propuesta de la cmpresa distribuidora 0 por sugcrenciadel ERSr.

Los componcntes de costos por uso en horas de punta y fuera de punta seran asignados a los c1ientesque no dispongan de mcdicion de demanda de ningun tipo a partir de la curva promedio de la elase ala que pcrtcncce. La distribuidora debera cstimar la demanda en horas de punta y fuera de punta comopromedio por c1iente de los valores agregados de una clase, En este caso los eomponentes CUSOP yCUSOFP sc cncrgizaran completamcntc.'

Articulo 47 Determinacion de los componentes de costos por conexi6n:

La empresa distribuidora debera proponer para aprobacion del ERSP compenentes de costas porconcxion para nuevos clicntes basandose en que estos deben reflejar adecuadamente los costasoperativos incurridos por la distribuidora para realizar eada tipo de conexion donde el costo deconexiou implica solamcntc cI costo de la cuadrilla que conccta al c1iente.

La Distribuidora podra proponer un componente de costo en funci6n de la dispersi6n que exista decstos eostos pOl' tipo de servicio 0 tarifa.

Articulo 4M Ajustc de los componentes de costos por uso en funei6nde los requerimientos deingrcsos

La distribuidora dchc ascgurar la igualdad entre los ingresos proyeetados por la aplicacion de loscomponcntcs de costos per uso y conexion con respeeto al IPSD.

Para tal fin In distribuidora debe realizar una proyeccion de ventas de los c1ientes eoneetados a su reda partir de los cargos tarifarios resultantes de Ia asignacion de los componentes CUSOP y CUSOFP alas distintas catcgorias tarifarias propuestas, Debera proyeetar las ventas de potencia y energia enpunta y fucra de punta para las eategorias tarifarias que pcnnitan la medicion de demanda en punta yfuera de punta, In demanda maxima y/o la energia en el easo de tarifas con medici6n de demandamaxima y la encrgia en el easo de tarifas con medicion simple de energia.

Adicionalmcntc debora rcalizar una proycccion de nuevos clientes discriminados en los tipos decomponcntcs de costos de concxion que determine.

La cmprcsa distribuidora debe asegurar que el flujo monetario deseontado de los ingresos proyectados(para el pcriodo tarifario) a partir de los componentes de costas par usa y conexion y la proyeccion deventas estimada sea igual a menor aLIrSD aprobado par el ERSP para los servicios de distribucion,La tasa de descuento a utilizar es la tasa de rentabilidad (RR) aprobada por el ERSP. La distribuidoradebe considerar en los ingresos proyeetados los que se proyecta reeuperar producto del uso de redes ycomo parte de la funcion tecnica de transmision.

La variable a ajustar para lograr tal convergencia es el CIPLP de cada nivel de tension, el cual deberaser multiplieado por un factor (igual para todos los niveles) que asegure la eonvergencia rcquerida.

-

.19

u. w:z rali:zwlo el ajuItI:.. el ................ de aPLP .... aiwd de lID d .._ tIIiIicc..... dctcnninar ... c:ompooadCs de COItDS pol' USO al pIIda Y fiaa de de ... c::I-.: declicutcs.

SECCIONI"-«.J : ClllTEnOS ,AlU. EL DlSEiiO DE LOS COIIl'ONENTES DE COSlOS I'tMPERDIDAS EN OISJXaUCION

Articulo 49 Sc debea esIIIbIca:r los siguicaIa a«••'III._CIIII+ess de COIIDI pur p6c1ic1u;

a) Un oomponcolc de costo po.- pCntidas de eocrgIa CIt __ de puDIa y oIro CD. fucIa de punta. y asu vcz par ada nivel de tcnsiOrL

b) Un componmIC de COSIO de pCrdIdas de poIeDcia Y )101" niw::I de tmsiOcL

ArtiaIlo 50 DctmninaciOO del componeotc de Costo pol' Pc!nIidlIS c:n distlibdc:i6a..

a) Dc:tI:rmi...-Ios c:ecficin*S de pCnIidas16' • 1M- .' (PP'I%) y CIICIJPa (PEl%)........los cstud.ios IDrnims realiudos ..... od",,'" d CIPLP pol" Diw:I de b:Dsicio CQIIIO puicaaje soIJR.ingrcsos aI niYCl.

b) Fstinwr los 0 ............de COIIos pol'p6niIIas CPEP, CPEFP YCPP:

(i) EI COIJIIIODC"te de cosio pol' pCnIidas de cacqia CD ada oivd de b:DSi6n eo ....de punta (CPEP (BAWk» sai e1 .coe:fia PEl'% .,.-'''' aI nivcl de teosi6acom:spoodicalc. pot d pn:cio de abaster p••, de mcrgia (iacIuymdo pCnIidas delsistema de 1dOIpodI:) eo el macado1MyOi_CD buras de puoIa.

(ii) FJ oompooeote de cosio pol" pCnIIdas de CIIiCfIIa CD ada uM:I de taIIi6D aa ....fucrn. de puoIa (CPEFP (BJkWh» scri el e-ocF in.1g PET% ............ at nnd. detaJsiOo OOiicst-.......ir;rde, pur d pn:cio de .......i...imto de CIIaJPa (iocIuycodopCnIidas del sisfema de ttanspoI1e) CD d IDCI'Cado lUilyurisla CD bolas fiIc.ra de punta.

(iii) EI c.ompoocalc de COSIo pol" pCnIidas de P'*"ri" (CPr (BJlrW» CIt cada aM:l detcosicin CD pGIlla scr.i d coe6cinde PPT% ..,......... at oivd de b:asi6nrorrcspondIeo.r poed pn:cio de at..., ;micqto de Ia porma.;. (mcIuyaIdo s" 'M deLransporte y dcmis COlitOS aa cllDClCMlu mayoriD).

c) Aslgnar los componcua de oostos pol'pCnIidas a los ....._i&iiuB .....padidasde....' ••cab:gOrias.

(i) eo.. 'eipcc:Io aI CPEP Y CEPFP. csIiJs·o lie del sipianrmodo:

(il) Endc.mdc ..c:t.adcdjc:a..aa_a+II:sdCllj; • I ...

penoiIa d regisbo del o.·u.·· de aDP at puoIa Y fDa:n de alaasignriOn se reaIiza dim '·'0*

(i.2) En e1 cam de .. da&c:s ded~ CD lasa..a d ClIp., de mr.dici6Bpennita solo d .....0 de COCIBia sin diiu honria, IadIsIribuidora debecIiIlI:I.- am....,...isnu quepet Ia i6a de ambosa .....kJ*S a 1m c:.ao pOI" aII:I'Iia. I*tirde Iaeuna prumcdio de Ia cIase afa que palmi:c:c, oI.:rvaodosolln: Ia QIIft Ia l*ditip-jDp dd a ...... mboas de pim y fiaa de dIas.

(ii) Con rcspecIo atcpp. CSII; u ••••m _ ,_,.his ' *.-.10:

(ii I) En d cam de ..d-=s de din*s at las CIMIa d Of , .....d=1!lD5ci6npaIIIliIa d ."'0 de elea da ....... COD 0 sin djwrrimjnw:jQn at)Jililfa Yfuca de ....... ala....• 't... lie n::aIiza diia ,- •

110 Gaceta Oficial,martes 7 de marzode 2006 NO 25,497

(ii.2) En el caso de las c1ases de c1ientes que no dispongan de medici6n de demandade ningun tipo esta asignaci6n se realizara a partir de la curva promedio de lac1asc a la que pertenece, observando su coincidencia, simultaneidad y factordc carga. En cste caso el componente se energizara completamente.

Articulo 51 Ajustc de los componcntcs -de coste por pcrdidas en distribucion:

La distribuidora debe asegurar la igualdad entre los ingresos proyectados por la aplieaei6n de loscomponcntcs de costos por pcrdidas en distribuci6n (IPPDR) y el IPPD.

a) Calcular cI IPPDR que representa el valor presente de los ingresos por perdidas que ladistribuidora recibiria aplicando dichos cargos tarifarios para el periodo tarifario. El IPPDR escJ valor prcscntc utilizando la tasa de rentabilidad aprobada por el Ente Regulador encumplimicnto dcl Art. 103 de la Ley de los montos anualcs PDRt. Para ealcular los PORt, ladistribuidora cmplcara una proyecci6n de ventas de energia 0 dcmanda maxima a facturar delos clientes concctados a su rcdsegun sea el eargo tarifario en euesti6n.

b) Observar la igualdad entre el IPPD y eIIPPOR.

e) De no scr iguales, ajustar los parametres PPT%j y PFr'1o por un factor (igual para ambos tipode pcrdidas) en las formulas de los eomponentes de eostos, volver a asignar a estos ultimos alos cargos tarifarios y obscrvar que al reealcular el valor IPPDR rcsulte igual 0 menor al IPPO.

SECCION 1V.4.4 : -CRITERJOS PARA EL DISENO DE LOS COMPONENTES DE COSTOS POR "COMERClALlZAClON

Articulo 52 Estruetura de componentes de costos:

La Ley cstablece que los costos de comercializacion son los relativos a la administracion, mediei6n,facturacion, cobro, recaudaci6n, depreciaci6n, rentabilidad, otros gastos de venta y los ~mas

scrvicios pcrrnancntcs no incluidos en los eostos de distribucion y que, el ERSP considere nece iospara garanuzar quc cl elicntc pucda disponer del servicio adecuado. Estos componentes de c .. tosincluycn cl cquipamicnto de mcdicion. \

La cmprcsa distribuidora debe proponer como minimo tres eomponentes de costos eomerciales (uncomponcntc para rcconexion, un componente de costo de comercializacion fijo y otro variable) paracada clasc de clientc que exista en la estructura tarifaria, La distribuidora podra proponercomponcntcs de costos diferenciados para distintas clases de clientes si eneuentra costos diferentes enla provision del servicio a cada clase.

a) EI componcntc de costo cornercial fijo (CCOF (B. /cliente - rnesj) incluira los costos de medici6ndel consume, impresi6n y rcmision de la factura.

b) EI componcntc de costo comercial variable (CCOV (B. /kWh» incluira cl resto de los costosasignados a comcrcializacion,

c) EI componcntc de costo para Reconexion (B. /reconexion) que la distribuidora proponga, tendracomo maximo lin cargo dc reconexion para cada clase de cliente que haya definido en su estructuratarifaria. En ningun caso, los cargos de reconexi6n pueden superar el valor del cargo de conexion queIe corrcspondc pagar al clicnte en cuestion,

Artieulo 53 Ajuste de los componentes de costos de comercializaci6n:

La cmprcsa distribuidora debe asegurar que los ingresos proycctados por la aplicaei6n de loscomponcntcs de costo por comcrcializaei6n fijo y costo por comercializaci6n variable sean iguales 0

mcnorcs que c11PCO.

Para tal tin la distribuidora debe realizar una proyeccion de ventas de energia para cada clase declicntcs de cada nivcl de tension, como asi tambien, una proyeeci6n de clientes en eada clase decliente.

N° 25,497 Gaeeta Oficial, martes 7 de mano de 2006 111

La distribuidora debe asegurar que cl flujo monetario descontado.(para el periodo tarifario) de losingresos proyectados a partir de los eomponentes de costas por comercializacion y la proyecei6n devcntas proyectada sea igual 0 menor al IPCO aprobado por el ERSP para los servicios decorncrcializacion. La tasa de descuento a utilizar es la tasa de rentabilidad (RR) aprobada por elERSP.

La variable a ajustar para lograr tal equivalencia es el componente de costa comercial variable de cadaclasc de clicntc, cl cual debora scr mulriplicado por un factor (igual para cada clase) que asegure laigualdad rcqucrida. De cstc modo sc obticnen los componentes dc costos comerciaJes variablesdcfinitivos.

SECCJON 1V.4.5 : CRITERIOS PARA EL DISENO DE LOS COMPONENTES DE COSTOS PORALUMLJRADO PU/JLlCO .

Articulo 54 Los componcntes de costos pejralwnbrado publico deberan cubrir los costas de losacuvos, la opcracion y mantenirniento y cl consumo de energia correspondiente.

Articulo 55 La emprcsa distribuidora debera presentar a la consideracion del ERSP doscomponcntcs de costas, en centesimos de balboas par kWh, aplicable a todos Jos clicntcs, regulados 0

no. ubicados en su area de scrvicio. Los cornponentes de costas son los siguientes:

a) Un componente de cos to por el scrvicio de alumbrado publico (CSAP) que represente el cocienteentre cI ALUMPU Y el valor presente de las ventas de energia totales estimadas para el periodotarifario de todos los c1ientes, cualquiera sea su condici6n.

b) Un componcntc de costa por el consumo del alumbrado publico (CCAP): La distribuidora deberacstimar para cl primer semestre de entrada en vigencia del presente regimen los costas deabastccimiento asociados a/ alumbrado publico. Para esta estirnacion debe tcnerse en cuenta, ladcmanda de potcncia de cada tipo de /uminaria, la cantidad de luminarias de cada tipo y las horas deusa prorncdio del alumbrado publico. El ERSP, considerando que no hay mcdicion de la energiaconsurnida par cl alumbrado publico, cstablecera mediante cstadisticas de cada tipo y tamafio deluminaria usada por las cmpresas distribuidoras, Ia poteneia y eI eonsumo mensual de cncrgia lipico,que sen" usado para calcu/ar eIconSUI11O global del alumbrado publico en la zona de concesion.

Para la determinacion de este componente de costo, cl costa de abastecimiento correspondiente alalumbrado publico debe ser dividido entre las ventas totales estimadas para dicho semestre de todoslos clicntcs, cualquicra sea su condicion,

Nota: EI consumo del alumbrado publico en kWh no se hace parte de la venta de energia estimada.

SECCION 1V.4.6 : CRITERIOS PARA. EL DISENO DE LOS COMPONENTES DE COSTOS DEABASTECIMIENTO:

Articulo 56 La distribuidora debe proponer, como minima, cinco eomponentes de costos deabastccimicnto par clase de clientc, con costos estimados para el primer semestre de entrada envigcncia del prcscntc Regimen. Estos componentes de costas deben reflejar:

a) Par cI scgmcllto de gellcracion: La distribuidora debe discriminar:

(i) Un componente de costa por demanda en punta (B./kW de punta - roes) (CPO)

(ii) Un componcnte de costa por energia en horas de punta (B. /kWh) (CEGP).

(iii) Un componente de costo por energia en horas fuera de punta (B.lkWh) (CEGFP)

b) Por cl segmcnto de transmisi6n: L~ distribuidora debe discriminar:

(i) Un componente de costo por demanda en punta (CUCOST (B./kW - mesj),

(ii) Un componcntc de costa par perdidas de energia (CPST (B./kWh».

Articulo 57 Determinacion del componcntc de costo de generaci6n:

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N° 25,497 Gaceta Oficial, martes 7 de marzo de 2006

(iii.5) La cnergia en horas fuera de punta asociada a la generacion propia que hayasido compromctida para atender los clientes regulados de la distribuidora sercconoce al costo promedio de la cncrgia para clientes que no se encuentranabastecidos por otros agcntes en las horas fuera de punta provenientes decontratos que se hayan celebrado mediante proeesos de libre eoncurrencia.

(iv) EI componcnte de costo por energia en horas fuera de punta resulta del cociente decstos costos y la energia ingresada a la red registrada en los nodos de eompra oentregay/o de gcncracion propia ell horas fuera de punta.

Los componentes de costos CEGP y CEGFP son simi lares para todas las clases de clientes.

113

Articulo 58 Determinacion del compoucntc de costo de transmision:

a) EI componcnte de costa par demanda en punta refleja el costa promedio par usa del sistema detransportc para los c1ientes conectados a su red. Este costo promedio incluye los costos por:

(i) Costos de conexi6n.

(ii) Costos por el uso de la red de transporte.

(iii) Costos por el servicio de Operacion Integrada del mercado mayorista.

(iv) Costas por uso dc redes pagado a la Autoridad del Canal dc Panama, siempre ycuando cstos cargos no superen el equivalente de aplicar la tarifa de uso de redes dedistribucion para las tensiones equivalentes y hayan sido aprobados par el EnteRegulador.

(v) Uso de redes de distribucion de otros distribuidores, cuando corresponda.

EI CUCOST rcsulta del cociente entre estos costos y la maxima demanda agregada de punta de Iadistribuidora del scmcstrc considcrado,

Este componente de costo cs distinto para cada c1ase de clicnte. Para distribuir los costas del usodel sistema de transporte entre las distintas clases de clientes sc debe analizar la coincidcnciaintcrna y cxtcrna de la dcmauda en horas de punta de cada clase can respecto a la demandaagrcgada maxuna ell hams de punta de la distribuidora en el nive! de alta tensi6n.

b) EI CPST debe reflejar el costo promedio de las perdidas del sistema de transmisi6n de ladistribuidora, para clicntcs que no sc encuentran abastccidos por otros agentes. EI CPST resulta delcocicntc entre los costas de pcrdidas en el sistema de transmision y energia ingresada a la red en losnodes de compra 0 cntrcga. Estc componcntc de costo es similar para todas las clascs de clientes.

Articulo 59 Una vez determinados los componentcs de costos de abastecimiento de cada clase declicntcs, cstos deben ser asignados a los cargos tarifarios,

Ell el caso de las clases de cI ientes que tengan una demanda mayor a 15 kW en las cuales elcquipamicnto de medici6n permita el registro de demanda maxima y de energia, en punta y fuera depunta, csta asignacion sc realiza directamente, teniendo en cuenta los factores de coincidencia y laspcrdidas de palencia. Los componentes de generaci6n relacionados a la potencia podran sercncrgizados 0 incorporados parcialmcntc al cargo par cncrgia a propuesta de la distribuidora 0 asugcrcncia ~lcl ERSP.

En cl caso de las clases de clientes que tengan una demanda menor 0 igual a 15 kW y/o cuyaequipamiento de medici6n permita s610 el registro de demanda maxima y una unica medici6n decncrgia, la distribuidora debe disefiar un mecanismo que permita:

a) La asignacion de CUCOST Y CPG al cargo de demanda maxim~ 0 al consumo de energia en elcaso de las clascs de c1iente cuya medici6n no registre ningun tipo de demanda a partir del analisis dela curva de carga promcdio de la c1ase

114 Gaceta orlCial, martes 7 de mano de 2006 ~25,497

b) La distribucion de CEGP, CEGFP YCPST en el consumo de energia a partir de la estimacion delas participacioncs del consumo de energia en horas de punta y fuera de punta de cada cliente comopromcdio de los valores agregados de la clase de elientes a la que pertenece.

SECCION 1J.'.4. 7 : INFORMACION A"SUM/NISTRAR

Articulo 60 La empresa distribuidora debe suministrar al ERSP toda la informacion que estercquicra para poder evaluar la propuesta de la Distribuidora.

Articulo 61 Como minimo debe aportar al momento de realizar su propuesta la siguienteinformacion:

a) Todos los estudios tecnicos realizados para la determinacion del CIPLP por nivel de tension.

b) Base de datos can las mcdicioncs de la carnpafia de caracterizacion de la carga.

c) Proccsamicnto de la campaiia de medicioncs en soporte magnetico.

d) Proycccion de los costos par abastecimiento para los primeros seis meses del pcriodo tarifario,scgrcgados ell costos de gcncracion, transmision y perdidas de transmision, discriminados en eldctallc requcrido para la determinacion de los distintos eomponcntes de costos.

e) Modelo de calculo integral de cada cargo tarifario identificando todos los componentes de costas(componcntc de costos por uso, componente de costos de eomercializaci6n, de perdidas y dealumbrado publico) dondc pucda analizarse los pasos de calculo necesarios para su determinacion, ensoportc magnetico. Explicacion detallada de la metodologia empleada. EI modelo de calculo debecontener todas las formulas matematicas utilizadas, ejecutables y con la permisibilidad para visualizar

los vinculos.

t) Base de datos completa utilizada para la aplicacion del modelo de calculo,

g) Modelos de flujos descontados y los ajustes realizados en cada componente de costa 0 variable, ensoporte magnctico.

h) Base de datos de facturacion utilizada para validar la proyeccion de ingresos.

Articulo 62 EI ERSP se reserva el derecho de solicitar cualquier otra informacion eomplementariaque Ie resultase necesaria para poder realizar los estudios previos a la aprobaci6n. Si la empresadistribuidora no suministrase esta informacion, el ERSP tiene el derecho que Ie asiste en funci6n delarticulo 20 dc la Ley 6 del 3 dc febrero de 1997.

SECCION IV.J.B : IDENTlFlCACION DE LOS CARGOS TARIFARIOS

Articulo 63 La propuesta de la empresa distribuidora debe discriminar en el pliego tarifario quepresente, un conjunto de cargos tarifarios para cada categoria dcfinida, en los cuales sc hayanasignado los componcntcs de costos dcfinidos en este Regimen Tarifario.

Articulo 64 EslOS cargos tarifarios se expresaran en B./kWh, B./kWhp Y B./kWhtp, B./kW 0

B.lkWp y B.lkWfp en funci6n de las caracteristicas de medici6n de las distintas eategorias. Asi, porcjemplo, cI cargo tarifario por perdidas, ya sean de potencia 0 energia, en una categoria con medicionsimple de cnergia cstara cxpresada en B/./kWh.

Articulo 65 De estc modo, los componcntcs de costos se asignan a cargos tarifarios que son los quesc utilizan para facturar a los clientes y para realizar los ajustes previstos en la Metodologia de

, Actualizacion dentro del pcriodo tarifario del presente regimen.

N-2S,497

Articulo 66

Gaceta Oftclal,martes 7 de mano de 2006'

Como minimo, se deben discriminar los siguientes cargos tarifarios:

115

IDENTIFICACI6N (i UNIDAD DE APLICACI6N.. ClIlegorla Tarifariay j .. COMPONENTES

OEFINICI6N I3loque Hurario(sulo .plica DE COSTOS AMEDICl6N

MEOICI6N MEDIC16Nen las cnlcgorlns con ASIGNAR B1NOMlCA BINOMICA

mccJicion binomicahuraria) MONOMlCASIMPLE HORARIA

Curgo de Distribucion CDjJCUSOP

kWhkWhy/o kWpy

CUSOFP kWmax kWfp.

Cargo purConexicn CXj CXC Por conexi6n

Curgo por Rcconcxien CRXj CXRC Por reconexi6n

Cargo porPcrdidas de CPEP kWhpyEnergla en CPERDBij kWh kWh

kWhfpDistribucion CPEFP

Cargo porPerdidas de -Palencia en CPERDPi~ cpp kWh kWmax kWpDistribucion

Cargo de CCOMFj CCOF Por c1ienteComercializacion Fija

Cargo deComercializacion CCOMVj CCOV kWh

Variable

Cargo porel Servicio CSERAPj CSAP kWhlie Alumbradc Publico

Cargo porcl Consumodel Alumbrado CCONAPi CCAP kWh

Publico

Cargo porPotencia enCPOTGENiJ CPG kWh

kWhy/o kWhy/oGeneracion kWmax (-) kWp (-)

Cargo par Enel];ia en CENEGENjJCEGP

kWh kWhkWhpy

Genernei6n CEGFP kWhfp

Cargo Poteneia enCPTjJ CUCOST kWh kWmax kWpTransmislon

Carg" l"lr IlcnJidas de CPETi epST kWhEnergia en Trunsmisiun

(-, EI CIIl\O pur PUIeneia en GCl1Craciun se idenliflClrIi como CPOTGEN1J. En CIao que se ulilicCII Ius dos CII];OI, Clto Ill, cI('urgupur Potencia y CarllO pur Energia, cnlonces cstc ultimo Ie identif"*" como CPOTGENEij.

116

CAI-I'I'ULO IV.S :

SECCION IV.S.I:

Gaceta Oficial, martes 7 de marzo de 2006

APLICACI6N DE LAS TARIFAS

DISCRIMINACION DE LOS COMPONENTES DE LA TAR/FA

N° 25,497

Articulo 67 EI plicgo tarifario que presente la distribuidora debe contener una estructura tal, quepara cada tarifa sc identifiquen cada uno de los componentes de costas y cargos tarifarios definidosell cI Regimen Tarifario.

Articulo 6M La propuesta de la distribuidora debe discriminar el subsidio aplicado a cada cliente,cuando cstc sc origina cn la aplicacion de una Ley especifica sobre la materia.

Articulo 69 Cada c1asc de clientes debe disponer de informacion precisa sabre su consumo y loscostos en que incurrc, par 10 tanto, debe procurarsc que las facturas de todos los c1icntes discriminendctalladarncnte los componcntcs de costos y la informacion pertinente.

SECCION I v.5.:/ : USO DE REDES DE DISTRIBUCION

-/

Articulo 70 Los clicntcs que sc cncuentren abastecidos par un agente diferente de la empresadistribuidora y que hagan uso de la red de la distribuidora, 0 clasifiquen como otros distribuidoreshaciendo uso del sistema de distribucion, no pagaran los siguientes componentes de costas en sutarifa:

a) Grandcs clicntcs sin medicion Sistema de Medici6n Cornercial (SMEC): No pagan loscomponcntcs de costas de Gcncracion, Pagan el resto de los eomponentes de costas.

b) Grandcs c1icntes con medici6n SMEC: No pagan los componentes de costas de Generacion.Pagan la mitad del componente de eosto denominado costa de comercializaci6n fijo CCOF y el restode los componentes de costos. .

c) Distribuidores: No pagan los componentes de costo de Abastecimiento, los de AlumbradoPublico, ni los costos de comcrcializacion variable CC~Y. Pagan la mitad del componente de costadcnominado CCOF y el resto de los componentes de costos. Cuando el uso de la red sea con caracterde rcscrva (confiabilidad), cl clientc debera definir un valor de potencia, el cual estara vigentc porpcriodos auuulcs, En tal caso, en la facturaci6n mensual se tendra en cuenta la potencia realmcnteIcida, si esla entre cI cincucnta por ciento (50%) y cl cicnto veinte por cicnto (120%) de la deflnida.En caso de que la potcncia Icida sea inferior al cincuenta par ciento (50%) de la potencia definida sefacturara cl 50% de dicha potencia definida, y en caso que sea superior al ciento veinte por ciento(120%) de la potencia dcfinida, se facturara el excedente con un recargo del cincuenta por ciento(50%).

Articulo 71 Todos los grandes clientes deben pagar el cargo por alumbrado publico, yen el easo delos grandcs clicntcs que sc encuentren abastecidos par un agente diferente de la empresa distribuidoray que no cstcn concctados a la red de distribucion, debcran pagar c1 cornponente del cargo dealumbrado publico a la cmprcsa que le provee el suministro electrico, y esta a su vez 10 transferinl a ladistribuidora que tiene la concesion del area donde esta ubicado el gran cliente con base en la tarifavigcntc, de acuerdo a los articulos 93 y 108 de la Ley 6 de 3 de febrero de 1997.

Aniculo 72 Cuando un autogencrador a cogencrador compra potencia ylo energia en el sistemaintcrconcctado, sc convicrtc en un consumidor a sea en un cliente final, por 10 que tendra que pagarpor cl lisa de rcdcs de distribucion de acuerdo a su condicion de medicion, segun sc indica en estenumeral. Cuando un autogcncrador a cogenerador vende 0 entrega potencia ylo energia se aplica 10indicado en cl Reglamcnto de Transmision.

A todo clicnte que utilicc las rcdes de distribucion para usa final y a la vez de manera dual la utilieepara la cntrcga de su producci6n como autogenerador 0 cogenerador en un mismo periodo, se Iecalcularan los cargos correspondientes a ambos regimenes (el de distribucion y el de transmisi6n) yse Ie facturara solo el mayor de elias.

Articulo 73 La cmpresa distribuidora presentara en los pliegos tarifarios, las tarifas para clientes ylas de uso de redes de distribuci6n (peajc) para cada nivel de tensi6n sabre 1a base de los criterios

arriba indicados.

N°25,497

SECCION IV. 53 :

Gaceta Oficial, martes 7 de marzo de 2006

OPc/ONES TAR/FARIAS

117

Articulo 74 Las empresas distribuidoras podran ofrecer opciones tarifarias a sus clientes, con laslimitacioncs irnpucstas por cl nivcl de tension y otras que pucde proponer Ia distribuidora de seraprobadas por el ERSP. La cmpresa distribuidora estara obligada a aceptar la opci6n que los c1ienteselijan.

Articulo 75 Las cmpresas distribuidoras definiran las cendiciones de medici6n de acuerdo a laslimitacioncs de aplicacion contcnidas en las tarifas. La distribuidora no podra apliear unilateralmcntecambios de condiciones de mcdicion que no se corrcspondan con el criteria a continuacion:

a) La emprcsa distribuidora podra realizar las mediciones y verificaciones que considere necesariaspara cornprobar que las caractcristicas reales de consumo del cliente son consistentes con la tarifa porcl sclcccionada, Si este no fuese el caso, la distribuidora tiene la obligacion de notificarselo con unIlles de anucipacion a su aplicaci6n e indicarle las opciones que tiene, incluyendo Ia tarifa que se Ieaplicuria si no hubicra una eleccion por parte del c1iente, ademas del cargo por conexioncorrcspondientc.

b) La cmprcsa distribuidora debera probar fehacientemente que el cliente se encuentra encondiciones dc rcclasificacion tarifaria. Para tal objetivo debera monitorear el consumo mensual delclicntc CIl Ull pcriodo de docc (12) moses, y dcmostrar que en los ultimos doce meses en mas decualro oportunidadcs consccutivas a esporadicas en esc periodo de tiernpo, el cliente cvidencio ·unconsume caractcristico de otra tarifa. Cuando se cumpla esta condicion, 10 cual podra ocurrir antes decumplido cI afio, la cmpresa distribuidora 10 carnbiara a la tarifa que eorresponda. En ningun caso lacrnprcsa distribuidora podrs solieitar que se pague retroaetivamente las diferencias en facturacion quehubicscu cxistido entre las opcioncs tarifarias.

Articulo 76 En ocasion de la solicitud de un suministro temporal la ernpresa distribuidora debehacer 10 siguicnte:

a) Dcbcru prcscntar a la aprobacion del ERSP, cuando presente los Pliegos tarifarios, unproccdimicnto sobrc como sc cstablcceran las conexiones temporales y como se estableccra el pagoque bar;'. cl clicntc, para el caso de clientes que solicitan conexion en areas autorizadas para su uso encases cspccialcs como por ejemplo ferias, camavales 0 fiestas municipales, donde la conexion serapor pocos dias y sc haec mas costosa la instalacion de una rnedicion que el propio consume que va atener cl clicntc. Este proccdimicnto debora ser de conocimiento publico.

b) Cuando el clicntc solicite cl servicio temporal la empresa distribuidora hara una evaluaciontccnica para dctcrminar si hay capacidad de linea, transformacion, horario en que se utilizara elscrvicio (horario de pico, fuera de pico), etc. Una vez eomprobada la factibilidad tecnica se celebra uncontrato de suministro donde se estipulan los costas que signifique la conexion provisoria: bajada delinea, adaptacion de instalacioncs, colocacion de medidor, etc. y la tarifa que le correspondc. .;

Articulo 77 La cmpresa distribuidora que este interesada en poner en practica el uso de medidoresprepagos podra hacerlo previa aprobacion del ERSP de una reglamentaei6n para el uso de cstosrncdidorcs. Para cstablcccr dicha rcglamentacion la empresa distribuidora debora suministrar al ERSPprcviamcntc informacion rclacionada a los siguientes aspectos, entre otros:

a) .Tipo 0 scgmento del mcrcado al que ira dirigido.

b) Proccdimicnto de instalacion de estos medidores.

c) Proccdimiento de informacion del consumo-ventas para su reporte a las estadlsticas y para ladeterminacion de costos en las actualizacioncs tarifanas.

d) EI proccdimicnto para atender los subsidios que pudieran tener algunos clientes que soliciten elmedidor prcpago, tales como los subsidios par conSUlTIOS basicos y jubilados 0 pensionados.

e) EI proccdimicnto para el suministro de las tarjetas de consumo para el medidor prepago.

1) Proccso de divulgaci6n del mecanismo de adquisicion y utilizacion de los medidores prepagos.

118 Gaeets Oficial, martes7 de mano de2006 N° 25,497

La cmprcsa distribuidora podra presentar como una opcion a los clientes la utilizacion de rnedidoresprcpagos. En coso de que la presentc debora establecer previamente a su aplicacion los requisitos y/ocondiciones para que un cliente pueda ejercer dieha opcion,

La opcion de mcdidorcs prepagos podra establecerse para clientes que se encuentren clasificados entarifas dondc no se lcs cxija equipamiento de medici6n con registro de demanda, La tarifacorrcspondicntc al consumo prepagado no debera ser discriminatoria dentro de la categoria y deberaser aprobada por cl ERSP, prcviamente a su aplicaci6n. Esta tarifa debera consistir en un cargomonomico (en kWh).

Articulo 7M Las cmprcsas distribuidoras pucdcn ofrcccr y los clicntcs pucdcn optar por tarifasintcrrumpiblcs y de respaldo, sin discriminacioncntrc clicntcs. El ERSP cvaluara las propucstas y sicorrcspondicsc I~s aprobara,

Articulo 79 Si el clicnte decide cambiar su opcion tarifaria mas de dos veces en doce (12) mesesdcspucs de haber hecho su clcccion, sc aplicara un rccargo de cincuenta por ciento (50 %) sobre elvalor de I.. concxion corrcspondicntc a la opcion que haya escogido, como compensaci6n por loscustos de la uunsucciou.

Articulo XO En los casos de cambios de tarifa que no coincidan Con el ciclo de facturaci6n y, por 10tanto, la factura cstc formada por fraccioncs de dos (2) meses de facturacion, se calculara asi:

a) Con base en el consumo diario promcdio de energia del mes dividiendo el con sumo total entre elnumcro de dias calcudario del cielo de facturacion y se Ie aplicara al consumo asi calculado lasdifcrcntcs tarifas en Iuncion de la proporci6n de dias correspondicntes a eada tarifa.

b) Asimismo, en lastarifas eon cargos por demanda, para la determinacion de la demanda maximay/o In demanda maxima en periodo de punta a faeturar, se considerara como correspondiente al mesdc facturacion. la dcrnanda imputada a la tarifa que tenga un mayor numero de dias de vigencia.

SECCJON Iv'S.4 : FACTURACION

Articulo 81 Facturaci6n de Cargos Fijos: Estos cargos se aplicaran de acuerdo a 10 establecido yaprobado en los plicgos tarifarios.

Articulo 82 Facturacion de Encrgia: Cuando a un cliente se Ie aplica una tarifa con cargos porcncrgia se aplicara multiplieando cl consumo medido del clientc en kilovatios - hora par su preciounitario. Estos cargos se aplicaran de acuerdo a 10 establecido y aprobado en los pliegos tarifarios.

En caso de que la distribuidora no haya medido el consumo del mes y este tuvo que ser estimado, ladistribuidora debora indicarlo en la factum al c1ientc. Solo se admitiran, la cantidad de facturas

.. cstunadas cstablecidas en la norma dc calidad cornercial aprobada por el Ente Regulador y quecstaran contcmpladas en el Reglamcnto, .

Articulo X3 Facturacion de Demanda: De acuerdo al Regimen Tarifario se podran establecer tarifascon cargos pordcmanda a c1ientes con demandas mayores a quince (15) kW.

Dcmanda de Facturacion: En las categorias que registran demanda, ya sea en horas de punta 0 fueradc punta 0 maxima, la dcmanda utilizada para facturar sera la demanda maxima leida mensual.

Articulo l:l4 Se cntendcra por demanda maxima de un mes, el mas alto valor de las demandasintcgradas en periodos consecutivos de quince (15) minutos. (En dicho periodo de quince (15)minutos la dcmanda integrada es el valor promedio de la potencia calculada durante ese periodo detiempo).

Articulo 85 En caso de que la empresa distribuidora no haya medido el consumo del mes y estetuvo que ser estimado, la distribuidora debera indicarlo en la factura al cliente, De igual forma,cuando la distribuidora haya hecho la medicion que corresponde, debera acreditar al clientc 1adifcrcncia en cl caso de que 1a estirnacion haya sido superior y podra cobrar la difcrcncia si cstacstimacion Iuc inferior al consumo real.

Articulo 86 En el caso de que un c1iente abra una cuenta nueva se facturara ta demanda maximadesde el inieio de la cuenta hasta la fecha de facturacion en proporcion a losdias transcurridos con

N° 25,497 Gaceta Oficial, martes 7 de marzo de 2006 119

rcspccto a los trcinta (30) dias y en case del cicrrc de su cucnta 0 de por terminado su contrato en unpcriodo intcrmcdio de un mcs, sc facturara la demanda maxima en proporcion a los dias transcurridosdcsdc la ultima Iacturacion a la fccha dc cierre de euenta con respecto a los treinta (30) dias meso

Articulo 87 En aqucllos casos en que existan plantas de emcrgencia que abastezcan a mas de unclicntc y cuya gcncracion en casos de perdidas del surninistro normal de elcctricidad, es registrada porlos mcdidorcs de los clicntcs finales de; la empresa distribuidora, cI responsable de la planta deemcrgcncia, podra solicitar a su costa la instalacion de un medidor que registre la energia entregada adichos clicntcs finales.

La emprcsa distribuidora Icera mensualmente este medidor, junto con la lectura de los medidores delos clicutes finales vinculados al mismo. Si como resultado de tal lectura se desprende que la plantade crncrgcncia ha opcrado para abastecer a los clientes finales, se generara un saldo a favor delrcsponsablc de la planta de cmergencia, el cual debera ser acreditado par la ernpresa distribuidora,para 10 cual sc valorara la energia segun el costa monomico medio vigentc en el periodo defacturacion,

La demanda registrada por los medidores de los clientes finales ser:in considerados siempre comosuministrados pur la empresa distribuidora.

SECCION lV.S.5 : FACTURACJ(iN DE CO.vSUMOS EN FItAUDE

Articulo 88 Cuando la Distribuidora dcscubra y compruebe que un cliente ha estado adquiriendode las lincas de la Distribuidora, cnergia clcctrica en forma fraudulenta, de acuerdo a la Ley 6 de 3 deIcbrcro de ·1997. la Distribuidora cobrara al c1icnte cl monto que rcsulte de acucrdo a 10estipulado encI Regimen de Suministro.

SECCION IV.S.6 : DEPOSITOS EN GARANT/A, CARGOS DE CONEXION, CARGOS PORRECONEXION, CARGOS POR MOROSIDAD, RECARGOS POR BAJO FACTOR DE POTENCIA

Articulo 89 Cuando aplique la Iacturacion de depositos en garantia, cargos de conexi6n,rcconcxion y/o morosidad, la cmprcsa distribuidora debera seguir los lineamientos establecidos en elRegimen de Suministro,

Articulo 90 Sc aplicara un reeargo POf bajo factor de potcncia, para 10 cual se debe considcrar 10siguicntc:

a) Los clicntes finales coneetados a las cedes de distribucion, deberan mantener eo sus puntos deintcrconcxion con cl fin de rnininuzar el transporte de potencia reactiva por dichas redes un factor depotencia mayor a igual a 0.90 (-) en atraso,

b) EI factor de potencia promedio mensual se calculara segim los consumes de kVArh Y kWh delpcriodo facturado mediante la siguiente formula:

F.P = Cos[Tan-I(kVArh I kWh)]

Donde:

F.P." F.....tor de potcncia mensual.

kYArh = Energia reactiva del pcriodo.

kWh == Encrgia real del pcriodo.

c) Para dctenninar que un eliente final esta en una condici6n de bajo factor de potencia, el clientefinal debe tenor una mcdicion que resulte en un bajo factor de potencia par un periodo consecutivo detrcs (3) mcscs,

d) Antes de aplicar una penalizaci6n por bajo factor de potencia, la empresa distribuidora dehe'dnotificar mediante nota a los c1ientes finales que esten en esta condicion para que tengan laoportunidad de corrcgirlo, Esta pcnalizacion solo podra facturarse a los clientcs finales si se hacumpJido eI plazo de tres mescs dcspucs que la ernpresa distribuidora ha notificado mediante nota a1

120 Gaceta Oficial, martes 7 de marzo de 2006 N° 25,497

c1iente final sobre su situacion con respccto al factor de potencia y si se mantiene dicha condicion, apartir de la facturacion de esc mes. Este recargo por bajo factor de potencia no podra cobrarserctroactivarncntc y el mismo solo se aplicara a aquellos clientes finales que tengan una tarifa queincluya un cargo por dcmanda.

e) A aquellos c1ientes finales que tcngan un factor de poteneia fuera de los limites, se Ie aplicara unrecargo correspondicnte a un 2% por cada 0.01 en que dicho factor de potencia baje de 0.90 (-) enatraso. Estc rccargo sc aplica solamente al componente de la facturacion correspondiente al consumode cncrgia en kWh corrcspondientcs a cornercializacion y distribucion y no se aplica a ningun otrocompoucntc de los cargos de la factura del cliente final.

CAPITULO 1\'.6:

SECCU)N 1V.6.J;

ACTUALIZACION DENTRO DEL PERioDO TARIFARIO

LINEAMIENTOS GENERALES, .

Articulo 91 Los cargos tarifarios aprobados y que estcn vigentes en el periodo tarifario que va dellde julio de 2006 al 30 de junio de 2010 se ajustaran scmestralmente.

Articulo 92 En este Regimen Tarifario se desarrolla la transicion del periodo tarifario que venec eI30 de junio de 2006 al proximo periodo tarifario, el cronograma del proceso de actualizacionscmcstral, rcqucrimicntos y formularios de presentacion de informacion para las actualizacionesscmcstralcs, tasas de intcrcs a aplicar, mctodologia de rcparticion entre los grupos de clientesabastccidos por la distribuidora y los abastccidos por otros agentes del mercado, ajustes posteriores ala informacion suministrada como faeturada 0 mcdida y la presentacion de informacioncorrcspondicutc a la actualizacion tarifaria.

Articulo 93 Los cargos tarifarios aprobados se ajustaran de acuerdo con las siguientcs formulas deajuste y dcfinicioncs generales:

a) Para cfcctos de identificar los periodos semcstralcs en las formulas de ajuste tarifario y en lainformacion que debe suministrarse, debe considerarse 10 siguicnte:

p: Semcstrc en el cual se aplicara el nuevo cargo tarifario

p-I: Scmcstrc en el cual sc hace la solicitud de actualizacion tarifaria.

p-2: Scmcstrc anterior al Semestre en el que se solicita la actualizaci6n tarifaria.

p-J: Scmcstrc anterior al Semcstre p-Z,

b) Los cargos tarifarios que se ajustan por las variaciones del lndice de Preeios al Consumidor (IPC),utilizan en sus formulas de ajustc deacucrdo a como corresponda, los terminos definidos como siguc:

XC: valor adimcnsional entre 0 y I aprobado par el ERSP, que representa la porcion de costos decomcrcializacion que no sc ajustan por IPe.

XUS: valor adimensional entre 0 y I aprobado por el ERSP que representa la porcion de costosasociada a la capaeidad de distribucion que no se ajustan por IPC.

XAP: valor adimcnsional entre 0 y I aprobado por el ERSP que representa la porcion de costosasociada al servicio de alumbrado publico que no se ajusta por IPe.

IPe: Valor del ludicc de Precios al Consumidor correspondiente al ultimo mes del semcstrc,scgun las publicaciones de la Contraloria General de la Republica.

c) Los cargos tarifarios que se ajustan por las variaciones de costos y ventas tienen las definieionesde los tcrminos que se utilizan en los propios numerales que desarrollan sus formulas de ajuste.

d) Las catcgorias tarifarias son las definidas en la estruetura tarifaria para cada clase de clientes.

SECCION IV.6.2 : METODOLOGIA DE AJUSTE DE LOS .CARGOS TAR/FARIOS DECOMERCIALIZACION

Gaceta Oficial, martes 7 de marzo de 2006 121

Articulo 94 Los cargos tarifarios de comercializacion (CCOMFi y CCOMV,) en cada categoriatarifaria (i) se ajustaran por las siguientes expresiones:

a) Cargode ComqcializaciOn Fijo

CCOMFpf valor del cargo de comercializacion fijo en el scmestre p para la eategoria i,

CCOMF,..1.;: valor del ca-go de comcrcia1izacion fijo CD el semestre p-11*'8la categoria i,

fPC,..1: valor del indiee de Precios al Consumidor correspondiente al ultimo mes del semcstrc p-2.

fPC~J: valor dcl indicc de Prccios al Consumidor correspondicnte atUltimo mes del scmcSlre p-3.

CCOMV,.,;: valor del cargo de comercializacion variable del sernestre p para la categoria i,

CCOMV,...u: valor del cargo de comercializaei6n variable def semesbe p-I parala categoria i.

SECCION 1V.6.1:DISTRIBUCION

MFTODOLOGIA DE AJUSTE DE LOS CARG()S TAIlIFAItIOS DE 1t.BD1!S,.

Articulo 95 Los cargos tarifarios de redes de distribuci6n se ajustaran de acuerdo a los siguientesprincipios:

a) AjUSlc de los cargos tarifarios de distribuci6n:

Los cargos tarifarios de rcdes de distribucion (CDij) se ajustanin por la siguiente expresi6n:

{ [IPCp_z]}CD "." =CD ."J x XUS+ (l-XUS)x--p,I,J p~ .. fPC

p~l

CD,,;,;: Cargo tarifario de redes de distribuci6n del semestn: p ... la categoria i y para el bloquehorario j (en los casos en que corresponda);

CD".I.i.j: Cargo tarifario de redes de distribucion del semestre p-lpara Ia eategoria i y ... cl bloquchorario j (en los casas en que corresponda);

Nota: En cl caso de que en Ia catcgoria tarifaria se utilicen los dos cargos uno en kW y 000 en kWh,sc actualizaran con el mismo factor de ajuste.

b) Ajuste de los cargos tarifarios de conexion:

Los cargos tarifarios porcosto de conexion (CXi) se ajustanin por Ia siguiente expn:si6B:

ex . {[ IPC",zJJp'; = exp-1'; x XUS + (1- XUS)x /PC,~j

CXp;;: Cargo tarifario por costo de conexion del semestre p para la categorta i;

CJ4.u: Cargotarifario por costa de conexi6n del semestre p-I parala categoria i

c) Ajustc de los cargos tarifarios de reconexion:

122 Gaceta OfJcial, maries 7 de marzo de 2006

Los cargos tarifarios por costo de rcconcxion (CRXi) sc ajustarin por la siguiente expresion;

CRXpJ = CRXr1j x {XUS + [(1- XUS) x fPCp-2 ]}trc.;

CRXp.ij : Cargo tarifario por costo de reconexien del semestre p ptmlla categoria i;

CRX.... l.i: Cargo larifario por costo de reeonexion del semestre p-I para la categoria i

S£CC/(iN 1V-6.4: METODOLOGiA DE AJUSTE DE LOS CAllGOS TAlUFAlHOS PaRALUMBRADO PUBLICO

Articulo 96 Cargo tarifario pur cI scrvicio de alumbrado publico:

EI cargo tarifario por el servieio de alumbrado publico se ajustari por la siguiente expresion;

CSERAPp.;: Cargo tarifario por cI servicio de alumbrado publico del semestre p para la categoria i;

CSERAP~I.i: Cargo tarifario por el servicio de alumbrado pUblico del semestre p-I para la catcgoria i;

Articulo 97 Cargo tarilano por consumo del alumbrado publico

EI cargo tarifario que corresponde al consumo del alumbrado publico sera ajustado cada seis (6)meses. Pant cfcctuar cste calculo se tendran en cuenta dos terminos. EI primero de elIos, con unadcnominacion BASE, siempre corrcsponde con los costos de generacion de energia en horas fuera depunta cstimados pant c1 semestre p. EI segundo termino, con una denominacion Correcc, correspondea la corrcccion quc habria que introducir en el cargo, por las diferencias entre los costos reales y losingrcsos reales (producidos por los cargos Base y las ventas reales) en el semestre p-2. Este cargopodra calcularse mediante las siguientes expresiones:

CCONAP p.i = CCONAP :~ + CCONAP pc:;r-

(GFPM a.-wrE J

CCO'Af"p BASI;; CCO'N. ..n BASE pnn ,.. "'" Ar p-I.; x GFP a.-BASE .

p-I

( GFPM' CIl-e--- )CCONAP ~. =CCONAP BASf; x p

p", p-I,I l GFP CR-BASEp-I

CCONAP .: Cargo tarifario por consumo dc alumbrado publico en el semestre p para la categoria i.I'J

CC()NA/~~/·\f:: Cargo Base por conswno de energia por alumbrado publico para carla categoria

tarifaria i, calculado para cl scmestrc p.

CCONAp'~-~:"::: Cargo Base por consumo de energia por alumbrado publico para carla categoria

tari faria i del scmcstrc p-1.

CCONAP(-.......n·: Correccion para eubrir los apartamientos que se produjeron en las horas Fuera dep./

Punta entre los costos de generacion reales y los ingresos rea1es (producidos por los cargos Base y lasventas rcales), ambos en el semestre p-2 para carla categoria tarifaria i.

SECC/ON IV-60S: METODOLOGiA DE AJUSTE DE LOS CARGOS TAIllFARlOS POR PERD/DASESTANDAR EN DISTRIBUCION

Gaceta 0ficia1, martes 7 de muzo de 2006 123

Articulo 9H Para cfcctuar cI calculo de actualizacion de los correspondientes cargos, tanto deperdidas de cncrgia de distribucion como de potencia, se tendnln en cuenta dos termmos, E1primerode ellos, con una dcnominacion Base, corresponde con los costos de abastccimicnto estimados para elsemcstrc p y sus actualizaciones. EI segundo tCnnino, con una denominacion Correcc, correspoade ala correccion que habria que introducir en estos cargos, por las diferencias entre los costos reaJes deabastccimiento y los ingresos reales (producidos por los cargos Base y las ventas reales) en elscmcstre p-2. EI calculo de estos cargos se explica en los numerales siguientes.

Articulo 99 Perdidas de energia en distribucion:

Las componcntCs de los cargos tarifiuios COil~ a las pCrdidu de encqIa ..........r endistribucion que reprcsentan la variacion pura del cargo (BASE) y las corrcccioncs, senin ajustadoscada scis (6) mcses mediante las expresiones que se detallan seguidamente y utilizando los indicesGMf~M(ll-a.w; GMTPM CR- C"",,", GMTFPM a - BASE yGMfFPMCR---e-.u.

1" p" p

a) Para las categorfas que posmn meJiciOn con discrimintu:Wn ho,."ritt

(i) En Punta:

CPERDE". =CPERDE"":"'"+CPERDE~,,J p,J p,J

CPERDE"-:/lASE = CPERDE"....IIASE x(GMTPM~-~ .)P.J p-I,J GMTpCIl-tuSE.

p-I

CPERDE:;: Cargo tarifario por perdidas estandar de energia de Jacategoria i en los bloques horarios

de Punta (P) (solo pam catcgorias con discriminacion horaria) para el scmestre p.

CPERD£:':, H.4.\L : Cargo Base por perdidas cstandar de energia de la categoria i en los bloques·honuios

de Punta (P) (solo para categorias con discriminaci6n hoL3ria}para-cl semestre p.

CPERDE:":,~ : Cargo Base por perdidas estandar de cnergia de la categoria i en los bloques horarios

de Punta (I') (sulu para catcgorias COil discriminacion horana) del semcstrc p-l.

CPERDE;~'--:Corrcccion para cubrir los apartamientos que se produjeron en horas de Punta

entre los costos de abastccimiento y los ingresos reales (producidos por los cargos Base y las ventasreales), ambos en el scmestrc p-Z, para categoria tarifaria i.

- (ii) Fuera de Punta:

CPERDE~ =CPERDE~ +CPERDE"':~~ H U

CPERDEFMLfSE =CPERDEfl'- .1IASE x(GM1FPM~-~ . .)

p.' p-I,J GMTFpCR-BASE.. p-I

CPERDEf.,.-C- =CPERDE"-IIASE x(GMTFPM':~~ )p,J p-I.I GMrFPCIl-&fSE

,.-1

CPERDE;~: Cargo tarifariopor perdidas estandar de energia de Ia categoria i en los bloques horarios

de Fuera Punta (FP) (solo para categorias con discnminacion horaria) para el semestre p.

CPERDE'''P-IlASE: Cargo Base por perdidas estcindar de energia de la eategoria i en los bloquesp.I

horarios de Fucra de Punta (FP) (solo para categorias con discnminacion horaria) en el semestre p.

124 Gaceta Ofida), martes 7 de mano de 2006

CPERDE';.~IIAS£. : Cargo por perdidas cstandar de energia de la categoria i en los bloques bonuios de

Fuera de Punta (FP) (solo para categorias con discriminaci6n horaria) en el semestre p-l.

CPERDE''-''-{~:Correccion para cubrir los apartamientos que se produjeron en horas de Fuera de1'''

Punta entre los costos de abastecimientoreales y los' ingresos reales (prcducidos por los cargos Base ylas vcntas rcalcs), ambos en el semestre p-Z, para cada categoria tarifaria i,

II) Para hisCIIIq:orias 'file IItI POSeIUf medicwn con diseriminacion hom';"

CPERDE ,= CPERDEB~SI;;+CPERDEc~,.. "1',/ PoJ

CPERDE,..J: Cargo tarifario por perdidas estandarde energfa de laeategoria i sin discrimiuaci60

homria para cl scmcstre p.

CPERDE~ ~ Cargo Base por perdidas estandar de energia de la categoria i sin discri~i6n­

horana en cJ semestre p.

CPERDE:::J: Cargo Base pur perdidas est8ndar de energia de Ia categoria i sin discrimiDaci6n

horaria en cI semcstrc p-I.

CPERIjE~';'""': Correeci6n para cubrir los apartamientos que se produjeron entre los cos1os de

abastJimienlo rcalcs y los ingrcsos rcales (producidos por los cargos Base y las ventas reales), ambosen cl semcstrc p-Z, para cada categoria tarifaria i sin discnminacion horaria.

FCPi: Factor representativo de Ia participaciOn del consumo de energia en el bloque horatio de puntapara la catcgoria tarifaria i. Este valor se fijara, para cada catcgoria tarifaria que no dispoop demcdici6n con registro de consumo discrirninado por bloques horarios, al momento de aprobane losplicgos tarifarios y sc mantcndni constante durante todo cl periodo.

GMTPM(ll~&fS£ GMTPMa--e- GMIFPMCR - BASE GMTFPMa~ GMTPa-.... yp. p' P 7 p. ,...t

GMTFP;?'-&fS£ SOIl definidos en cl articulo 495.

Articulo 100 Pcrdidas de potencia

EI cargo tarifario que corresponde a las peroidas de potencia esf8ndar en distnouci6n sera ajustado

cada scis (6) mcscs por los indices GMFPMC:-USE y GMFPM':-0Kro« de acuerdo a las siguientes

cxpresioncs:

CPERDP,,; =CPERDP,.~ +CPERDPpO;-:

'. (GMTPMa -..../ )CPERDPp-;- = CPERDP~ x ' / GMTP;:'-&fSE

e.-.. . &ISE (GMFPM~--e-- / )CPERDP,,; = CPERDPp_I,i x / GM1'P~-BASE

N° 25,497 Gaceta Oflclal, martes 7 de marzo de 2006 115

CPUW/~•., ; Cargo Tarifario par pcrdidas estandar de potencia en distribuci6n de la categoria 1 para cl

scmcstrc p.

CPERDP'I.~.V; : Cargo Base por perdidas estandar de potencia en distribuei6n de la categoria i en el,,.,scmcstrc p.

CPElWp/"::~L : Cargo Base po~ pcrdidas estandar de poteneia en distribuei6n de la catcgorla i en el

scmcstrc p-I. tcnicndo ell cucnta los valores puros (BASE), sin correccion alguna par diferencias descmcstrcs pasados,

CPERDp,~t'''''·: Corrccci6n para cubrir los apartamientos que se produjeron entre los costos de

abastccirnicnto y los ingrcsos rcales (producidos por los cargos Base y las ventas rcales), ambos en clscmcstrc p-2, para catcgoria tarifaria i.

SECCION 1V.6.6 : METODOLOGIA DE AJUSTE DE LOS COMPONENTES DE COSTO PORABASTECIMIENTO

Articulo 10I Para determinar los ingresos estimados 0 reales se aplicaran los cargos tarifarios porlas ventas ya sea de dcmanda maxima, demanda en pun ta, ventas de energia totales 0 ventas decncrgia discrimiuadas en punta y fuera de punta, de acuerdo a los que les correspondan en cada caso.

Articulo 102 Para cfcctos de ealcular la tasa de interes (r) a aplicar en caso de exccdcntcs 0 deficitde acucrdo a las formulas de ajustc tarifario, se seguin! 10 cstablccido ell cstc Regimen Tarifario,dondc I' cs cl valor numcrico cxprcsado en centesimos.

Articulo 103 Debe tenerse en eonsideraei6n que se produce un excedente, cuando el valor "real" esmcnor al valor pcrrnitido a rccuperar, y un deficit, wando el valor "real" es mayor que el valorpcrrnitido a recuperar.

Articulo 104 Para la determinacion d~ las ventas totales semestrales de energia incluyendo elalumbrado publico, sc consideraran las ventas efcetuadas para todo cl scmcstrc corrcspondicntes acad a categoria tarifaria mas una cstimacion del consume real del alurnbrado publico. Para dichacstimacion sc tcndra en euenta el eonSUlTIO neto mensual de energia pOI' cada tipo de luminaria y secfcctuara la suma para todos los mcscs del scmcstrc considerado. EI consumo neto mensual de eadatipo de luminaria sc dctcrminara mediante cl corrcspondicnte consumo promcdio previsto para cl mcsmultiplicado porIa cantidad estimada de lurninarias de cada tipo, que realmcntc se cncuentran enopcraciou ell dicho meso Para dcfinir la cantidad ncta de lununarias en opcracion pOI' mes y tipo seconsidcraran las cxistentes al inicio del mismo mas las instaladas menos las retiradas en el periodo. Lacantidad asi rcsultantc se disminuira en un porccntajc igual al que rcsultc en concepto de luminariasapagadas a partir del informc scmestral elaborado porIa distribuidora y aprobado por el ERSP, segunrcqucrimicnto de las normas de calidad de alumbrado publico, En caso de existir discrepancias entre10 iuformado par la distribuidora y las inspccciones del EI{SP, se adoptara cl porcentaje determinadopor cstas ultimas,

Articulo 105 Cargos tarifarios de transmision:

a) Cargo Iijo de transmision

EI cargo tan Iario de transmision CPT; para eada categoria i s9 ajustara tcniendo en cuenta los dosconccptos mcncionados antcriormcnte. El primero de elias; eon una denominacion BASE, siemprecorrespondc con los costos de transmision estimados para el semestre p. EI segundo termino, con unadcnominacion Correcc, corresponde a la corrcccion que habria que introdueir en el cargo, por lasdifcrcncias entre los costos reales y los ingresos reales (producidos pur los cargos Base y las ventasreales) en el scmcstrc p-Z,

EI cargo tarifario de transmisi6n a aplicar durante el semestre p se calculara como:

CPT = CPT BASE + CPT c~eccp.1 P.I p,l

CPT"., : Cargo tarifario de transrnision para cl scmcstre p, para cada categoria tarifaria i,

126 Gaceta" OficiaI, martes 7 de marzo de 2006

CPT,'!::·\t 6 CPTE:.~~t·:Cargo Base de transmisi6n del semestre p, para eada catcgoria tarifaria i,

N' 25,497

CPT,~.:"-~ 6 CPTE~u;r-: Correccion para cnbrir los apartamientos que se produjeron entre los C()SfOS

de transmision reales y los ingresos reales (produeidos por los cargos Base y las ventas reales), ambosrefereneiados al semestrc p-2.

Nota: Los cargos CPT; 6 CPTEi seran aplicados respectivamente en kW a en kWh dependiendo de lacatcgoria tarifaria y su actualizacion se efectuara con el mismo factor de ajuste.

EI primcro de los conceptos planteados se calculara mediante lasiguiente expresion:

BASE 'USE (TM~-BASEJCPTp,i ::: crrt; X -T-C!:..R--B-ASIi-"-

p-I

CPr,~~S; 6 CPTE~~~: Cargo Base de transmisi6n del semestre p-I pam cada categoria tarifaria i.

TM~'R-HAS£: Valor que la distribuidora recupera de los clientes para cubrir los COstas del sistema de

transmision pronosticados para c1 semestre p. Esto corresponde al valor pennitido a traspasar a latarifa que la cmprcsa aplicaria a los clientes para cubrir los costos puros de transrnision en cl semestrc

p.

Los costos de transmision totales pcrmitidos a pasar a tarifas son el producto de multiplicar el costomonomico de transmision (Monomico_Tp) , que resulta de dividir el costo de transrnision entre lacncrgia transmitida (kWh) a la red de la distribuidora, por los kWh vendidos mas cl consumo dealumbrado publico (VE,,), asi:

TM ;..-aw: = VE,. x ( Monomico _ T,. )

Dado que clsemeslrc p cs futuro, todos los costas asociados -a la transmision son valorespronosticados puros (BASE), sin correccion alguna por diferencia de semestres pasados. Los costasde trnnsnusion se rcficrcn a los siguicntcs costos:

(i) Costos de concxion,

(ii) Costos por cl usa de la red de transporte.

(iii) Costos por el servicio de Operacion Integrada del mercado mayorista.

(iv) Costos por uso de redes pagado a la Autoridad del Canal de Panama, siempreyeuando cstos cargos no superen el equivalente de aplicar la tarifa de uso de redes dedistribucion para las tensiones equivalentes y hayan sido aprobados por el EnteRcgulador.

(v) Uso de rcdcs de distribucion de otros distribuidorcs, euando corresponda,

T~~-IM.v;: Valor que rccupcraria la emprcsa con el cargo BASE de p-I para cubrir los costas de

transmisi6n aplicados a las vcntas a los clicntes conectados a la empresa distribuidora, en el semestrep. Estos corrcspondcn a los ingresos estimados que resultan de aplicar los cargos Base portransmision para cada clase de cliente i, que contienen las tarifas del semestre p-I ala proyeccion devcntas de poteneia y cnerg.a de c1ientes por categoria tarifaria del sernestre p. Esta proyecei6n debereflcjar la cstructura de mcreado por categoria tarifaria que en promedio se haya dado durante losultimos doce (12) mcses, En el evento que la distribuidora proyecte algun cambio importante en dichacstructura de mcrcado debera presentar la debida sustentacion, Este valor se calculara a partir de lasiguicntc cxprcsion:

Tp(!. -/lASE: == [SUM j (CPTE :~0 x VEP.I)+ SUM {CPTp~S; x~ DMAX P.•,;)]

llJO 25,497 Gaceta OOcial, martes 7 de marzo de 2006 127

VEI'.;; Vcntas pronosticadas de energla para cada categoria tarifaria i (c1ase de clientes) para el

scmcstrc p.

DMAX,..•.;: Potencia maxima de demanda pronosticada para cada categoria tarifaria i (clase de

c1icntes) y para cada mes k del semestre p.

EI segundo de los terminos denominado Correcc resultara de la siguiente expresi6n:

. (TMCR-C-.:r: JCPTc<Jrf«C _ CPT 8ASE P(I,i - ,,-1,; x -T-C'--R--S-A-:-SIi,.,.-·-

p-I

TM~,'/I"'(,'''''''':'': Valor de los apartamicntos actualizado can la tasa de deseuento "r" Este valor resultarade la siguicntc cxprcsion:

TM I' Clt.-C"''''''C = (TRP_2)X (I + r)

TR,._l =CTR P-l - [SUM ,(CPTE ,~~~~, x VRp_lJ+ SUM,(CPT/~~ x~ DMAX P-U.,)]

TR 1'-2: Monto ncccsario para cubrir los apartamientos que se produjeron entre los costos de

transmision rcalcs y los ingrcsos rcales (producidos par los cargos Base y las ventas reales), ambosrcfcrcnciados al scmcstrc p-2, para cada catcgoria tarifaria i,

r : es c1 valor en centesimos que eorresponda al promedio de las tasas de interes anual para prestamosbancarios comcrcialcs a mcnos de un afio.

CPT,':Al~~' 0 CPTE/~~:~' : Cargo Base de transmision del semestre p-2 para cada categoria tarifaria i.

VR".l.i: Ventas Reales de cnergia para cada catcgoria tarifaria i durante el scmcstre p-Z,

DMAX".].k.;: Dcrnanda maxima facturada correspondicntc at mes "k" dentro del scmestre p-2 ycategoria tarifaria i,

CTRp.} : Casto permitido real de transrnision calculado en base a los costos reales de transmision en elsemestre p-2. EI costa pcrmitido real de transmision es eI resultado de multiplicar el costo total

pondcrado monomico de transmision i Monomico ~Tr 2) por los (kWh) reales vendidos (VRp-2)'

incluido cl consumo real de Alumbrado Publico, ambos valores para el semestre p-2. EI costoponderado monomico resulta de la division de los costos reales totales de transmision entre la sumade la energia real transmitida (kWh) a la red de la distribuidora. El calculo de este costo resulta de:

CTR p-2 = VR p-2 x (Mon6mico _ Tp _2 )

VR,._}: Vcnta real de encrgia durante el scmestre p-2.~ la suma de las ventas de cnergfa durante clscmcstre p-Z a todos los clientes, incluido el consumo real de Alwnbrado Publico.

b) Cargo par perdidas de transmision

EI cargo tarifario por perdidas en transmisi6n CPET, para cada categorfa.i se ajustara teniendo en

cucnta los dos conceptos mencionados en el calculo anterior. El primero dc ellos, con unadcnominacion BASE, siempre corresponde con los costos de las perdidas de energia en transmisioncstimados para el semestrc p. EI segundo termino, con una denominacion Correcc, corresponde a lacorrccciou que habria que introducir en el cargo, por las diferencias entre los costas reales y losingrcsos rcales (producidos por los cargos Base y las ventas reales) en el semestre p-2.

EI cargo tarifario de pcrdidas en transmisi6n a aplicar durante el scmcstre p, para cada categoriatarilaria i, tcnicndo en cucnta tanto la variacion de costos respecto de los ingresos previstos, asl comotambicn la compcnsacion de desviaciones que pudieran haberse producido en el semestre p-2,secalculara como:

128 Gaceta Oficial, martes 7 de marzo de 2006

CPET . == CPET BASE + CPET C~m"cPd Pd Pd

N° 25,49'

CPET,o., : Cargo tarifario por pcrdidas de trlmsmisi6n para cada categoria tarifaria i para el semestre

p. Estc cargo estaasoeiado a la rccupcracion de los costos de perdidas de energia en Transmision,

CPEr,.~.',r; : Cargo Base par pcrdidas de transmision para cada categoria tarifaria i calculado para el

semestre p.

CPE~~;"""': Corrcccion para eubrir los apartamientos que se produjeron entre los costos de perdidas

de transmisi6n rcalcs y los ingrcsos rcales (produeidos por los cargos Base y las ventas reales), ambosrcfcrcnciados al scmcstrc p-Z, para cada catcgoria tarifaria i.

EI primcro de los conccptos planteados, se calculara mediante la siguiente expresion:

(P'T''M CII- IJAS£ )rBASE _ BASE ~'p

CPE p.i ~ CPETp_1,i X PTCII-BASEp-l

CPET/~~~;£: Cargo Base por perdidas de transmision para cada categoria tarifaria i en el semestre p-I.

PTM ;:II .. H.4.\Io; : Valor que la distribuidora recupera de los elientes que no se cncuentran abasteeidos pot

otro agente para cubrir perdidas en transmision en el semestre p. Esto eorresponde al valor permitidoen la tarifa que la cmpresa aplicaria a los clientes que no se encuentran abastecidos por otro agente,para cubrir los costos puros par perdidas de energia en transmisi6n en el semestre p.

Los costos de pcrdidas de transmisi6n permitidos son el resultado de multiplicar el costo promedio depcrdidas en transmision (promedio _ pr.~) por Ia venta de energla estimada (kWh) (VE). incluido

el consume de Alurnbrado Publico, ambos valores para el semestre p. El costo promedio resulta de.ladivision de los costos totalcs de perdidas en transmisi6n entre la suma de la energia pronosticada atransmiur (kWh) a In red dc la distribuidora refereneiada a los clientes que no se encuentranabastccidos por otro agcntc, El calculo de este costa resulta de:

PTM ;'.-1.f.JE = VE ~ x (promedio _ PT~)

Dado que el scmcstrc p es futuro, los eostos asociadas a las perdidas de transmisi6n 501} valorespronosticados puros (BASE), sin correccion alguna por diferencia de semestres pasados.

PT,~~~-UASf.': Valor que reeuperaria la empresa con el cargo BASE de p-I para cubrir los costos de

pcrdidas de cncrgia en transmisi6n, aplicado a las ventas a los clientcs que no sc cncuentranabastccidos por otro agente en el sernestre p. Esto eorresponde a los ingresos estimados que resultan

de aplicar los cargos Base por pcrdidas de transmisi6n para cada categoria tarifaria i que contienen lastarifus del scmcstrc p-I a la proyeeei6n de ventas de los elientes que no se eneuentran abastecidos porotro agcntc, por catcgoria tarifaria, del semestre p. Esta proyecci6n debe reflejar la estructura demcrcado por categoric tarifaria que en promedio se haya dado durante los ultimos doce (12) meses.En cJ cvento que la distribuidora proycete algun cambio importante en dieha estruetura de mercadodcbcra prcscntar la dcbida sustentacion. Este valor se calculara a partir de la siguicnte expresion:

prell-BAsE = [SUM .(CPET BASE x VE .}11p-l ' , p-I.I P.' ~

Al igual que en el apartado anterior, al realizar los calculos para el semestre p, se determinaraadicionalmcnte un terrnino de correccion que resultara de In siguiente expresion:

Gaceta Oficial, martes 7 de marzo de 2006 129

PTM I~N-C,,",-"~: Valor de los apartamientos actualizado can la tasa de descuento "r". Este valor

rcsultara de la siguicntc cxprcsion:

PTM PCIf-C_ = (PTR P-2)X (1 + r)

PTR p-l = CPTR r-: -lSUM I (CPET p~~ x VRp_zJJ

PTR /.-2 : Manto nccesario para cubrir los apartamientos que It produjeron en el semestre p-2 entre

los costas de perdidas de transmisi6n reales y los ingresos reales (producidos par los cargos Base y lasvcntas rcalcs), ambos referenciados a los c1ientes que no se encuentran abastecidos par otro agente.

CPET,~~~~': Cargo Base par perdidas de transmisi6n del semestre p-2 para eada eategoria tarifaria i,

CPTR".]: Costa permitido real de perdidasde transmisi6n calculado en base a los costos reales depcrdidas de transmision en cl semcstre p-Z, EI costa permitido real de perdidas de transmisi6n es clrcsultado de muluplicar cl costa promedio de transmisi6n (promedio _PT,) por los (kWh) reales

vcndidos (VR,'_2)' incluido el eonsumo real de Alumbrado Publico, ambos valores para el semestre p­

2. EI costa promedio resulta de la division de los costas reales totales de perdidas en transmision entrela suma de Ia energia real transmitida (kWh) a Ia red de la distribuidora, El calculo de este costaresulta de:

CPTR ,-z = VR ,-1 x (promedio _ PT,.z )

Articulo 106 Cargos tarifarios de gcncracion:

Q) Cargo por Potencla de Generacion

Para calculur la actualizacion del cargo tarifario par potencia de gcneracion se tendran en cucntatambicn los dos conccptos mencionados en apartados anteriores. EI primero de elias, con unadcnominacion BASE, siemprc corrcsponde can los costas de generacion en horas de punta estimadospara cl scmcstrc p. EI segundo tcrnuno, con una denorninacion Correcc, corresponde a la correccionque habria que introducir en cI cargo, par las diferencias entre los costas reales y los ingresos reales(producidos por los cargos Base y las ventas reales) en el semestre p-2.

E1 cargo tarifario por potencia a aplicar durante el semestre p, para cada eatcgoria tarifaria i teniendoell cucnta ambos tcrminos sc calculara como:

CPOTGEN ;.i = CPOTGEN :.~JlASE + CPOTGEN tr:CPOTGEN" 6 CPOTGENE' : Cargo tarifario por potencia de generaci6n calculado en horas de

1'.1 "J

punta (P) para cada categoria tarifaria i del semestre p,

CPOTCEN::.;H"Sl' 0 CPOTGENE:',;u"s£: Cargo Base por potencia de generacion calculado en horas de

punta (P) para cada categoria tarifaria i del semestre p.

Nota. Debe considcrarsc que el CPOTGENPj sera un cargo aplicado en kW 0 en kWh para las horas

de punta (P) dependiendo de la categoria tarifaria. En el caso que sea energizado parcialmente en lacatcgoria can mcdicion binomica se tienen dos cargos par potencia, uno en kW identificado comoCPOTGENI'j y otro en kWh identificado como CPOTGENEP

j en cuyo easo ambos se aetualizanin concl mismo [actor de ajuste.

CPOTGEN::/'''''''': Corrcccion para cubrir los apartamientos que se produjeron en horas de Punta

entre los cos LOS de generacion reales y los ingresos reales (producidos par los cargos Base y las ventasreales), ambos ell cl semestre p-2, para cada categoria tarifaria i y referenciados a los clientes que nose cncucntran abastccidos por otro agente.

EI primero de los coneeptos planteados, se ?alculara mediante la siguiente expresi6n:

\

130 GacetaOficial, martes 7 de marzo de 2006

(

GPM CR-BASE JCPOTGEN P-:IJASE = CPOTGEN P-BASE x . p

1',1 p-I,I GP CR-RASE- p-I

CPOTGEN;~,a::,'E 6 CPOTGENE:~,~ASE: Cargo Base por potencia de generacion calculado en horas

de punta (P) para cada catcgoria tarifaria i del semestre p-l.

GPM CR-IJAS£ V I . id I '&, d I I' ./' : a or perrmti 0 a recuperar en a tanta e os c ientes que no se encuentran

abastccidos por otro agente para cubrir los costos de generacion en horas de Punta en el semestre p,calculado a partir de las cstimacioncs de compras.

Los costas de generacion en horas de Punta permitidos son el resultado de multiplicar el costa totalpondcrado rnonomico dc generacion en horas de Punta (Mon6mico GP) por los kWh vendidos en

- p

horus de Punta (cxcluycndo cl consume real de alumbrado publico), ambos valores cstimados para clscmcstrc p, EI costo ponderado rnonomico resulta de Ia division de los costos de generacionpronosticados ell Punta entre la suma de Ia cnergia comprada (kWh) por Ia distribuidora ingresada asu red CII los nodes de compra 0 entrega y Ia de generacion propia ingresada en Punta en el semestre,ambos consumes rcfcrcnciados a los c1ientes que no se encuentran abastecidos por otro agente. Elcalculo de este costo resulta de:

GPM <'0-/'_ =VE" x (Mon6mico G")" " , - I'

VE;; : Vcntas pronosticadas de energia en horas de punta (P) para cada categoria tarifaria i (clase de

clientcs) durante cl scmcstrc p.

Dado que cl scmcstrc p cs futuro, todos los valorcs antes mencionados (Costos de generacion,energies compradas, gencradas y vendidas) son valores pronosticados puros (BASE) sin correccionalguna por difcrcncias dc scmcstrcs pasados.

Para calcular cI valor GPM p CR-IJASE se debe considerar que en cada semestre los costos de

gcncracion totalcs en horas de punta permitidos a trasladar a las tarifas, se determinaran utilizando elprecio promcdio ponderado monomico del costa de generacion en horas de punta para atender ac1icntes que no sc cncuentren abastecidos por otro agente. Este costo resulta de:

(i) Costos dc compra de potencia de eontratos iniciales: costos correspondientcs a Iapotcncia Iirrnc contratada por el precio de Ia potcncia cstablccido en los contratos.

(ii) Costo de compra de potcncia finnc contratada mediante cI mccanismo de librcconcurrencia establecido par el ERSP: costos correspondientes a Ia potencia firmecontratada por cl precio de la potencia establecida en los contratos.

(iii) Costos 0 ingresos por compensaciones de potencia: costos 0 ingresos por lascompcnsaciones de potencia que se pueden dar diariamente en Ia hora de maximagcncracion, donde el precio 10 determina el precio de Ia ultima oferta aceptada, siempreque sea menor que el precio fijado mediante Resolucion del ERSP. En caso contrario, elprecio maximo es el establecido por Ia Resolucion del ERSP vigente para el semestre.En el caso que la empresa resulte vendiendo y obtenga un ingreso por este conceptodebora rcstarlo del casto a trasladar a tarifas.

(iv) Costos por cornpra de cnergia en hora de punta asociada de contratos inieialcs:costa por la cncrgia comprada mediante contratos aplicando la formula de distribuciondc energia asociada a cada contrato y el precio de Ia energia definido en los respectivoscontratos Cll horas de punta.

(v) Costos par compra de energfa en horas de punta asociada a los contratos celebradosmediante el mecanismo establecido por el ERSP: Costo por la cnergia com prada alprecio de la energia definido en los respectivos contratos para horas de punta.

(vi) Costos 0 ingresos por compras 0 ventas de energia en el mercado ocasional enhoras de punta: el costo por la eompra de energia en el mercado ocasional se detennina

N°25,497

Gaceta 0IiciaI, ....us 7 de marzo de 2006

aplicando a Ia coagia l;OIIlJIPda bonuiamcrue CD este mm.:ado d aJIIIO.....1Ianrioque rcsulta del despicho eoory'jmioo real. Eo d CD) que JaCIIJIIft'Sl n:subIa 'W n lin-Inen cste mcn;a40 y obteup QIl io,pao pol" am .......,...,... cIebtri resmdo dd aJIIIO atrasIlIdar a tariW.

(vii) Costas por SCJVttlos auxiliara: los cosIos .cPJC. teDp que ..... Ja~ eocoocqJlO de scrvicios aW1iarcs. segim sea cstabkrido .... d CND. Eo d ClIO que Iaempn::sa n::sukc:: reeibicndo un iograo .... Qlalquiaa de all: .....q •• dchai .rcsIadodel costo a hasJadar a tarifils.

. (viii) SobrecosloS par- gc:ncr:aciOn obIigada: los cosIos que cl CND Ie haya ...... enconcepto de generaci6n obligada:

(ix) La polencia Y c:nagia eo de pIUJIia que bayasido comprometida pal8 los clic:oIes ..ladoI de Ia di:sIribuidora lie R:QiIIOCIti aI aJ5fopromedio de Ia poIalcia Y eaergia pllI1I ex pcriodo que n:sulm de _ ........... que:provcngan de plUCCSOS de libre <:OIlCUlTCIIcia

(x.) CoSIOS de I:iuus pagadas CQI1CliId .Ii ..............de cuagia y pormcia

GP,._,a-..... : Valor resullaotc de estiwar los iograos que:obkodria Ia di.stribuidora de Io:r; c:Iil:Idcs

que no sc cneucnban abastccidos por oW agente .-a cubrir .. COlIIIIs de gmaacicio CIl dePunta co cl scmesuc P. caIodado a partir de Ills esti" ...... de WIIIas dd ......e p y los .....BASE del SCiDCSIi'e p-I. Esta proyecciOo debe rdIejar la CItIul:bn demcn:ado por QIqpia IIIi&riaque en promcdio se baya dado durante los Ultimos doce (12) lIIC:IICS. En d evado que" diIIribUidoraproyc:ete algim cambio Unpoitante CD dicba catI\ICbn de liIICR3do ddJcD l*ea:uIar Ia dcbidasustcntacion. Estc valor se calculani a partir deJaezpRSi6a Iiguieab::

SUM ~CPOTGENE :~.~ x J'E,.J+ SUII ( CPO'friEN ::.~ x t.DMAX ,..n)+'l •.•GP,.~-- '"' SUM "'.._ (c£NEGEN ::.~ lI'VE:..)+

SUM ,.,.~_ Jl(CENEGElI ~ lI' YE,I x FCP,)

CENEGEN;:'~:Cargo Base pur acrgia CIl...... ...... B'ie I:Uifiuia i quc: dQpe pn de

mcdieion con n:gisIro de conwmo discriminado por bloqucs IMlnrios,ca .......... eo d SQiC8IIc: p-lcon los cargos BASE.

VE;) : Vcotas pronosticadu de meqfa CIl ....... (P) CIiIIl:JIDria IarifiIriai que di,... de

mcdicion coo registro de consumo disaimiolIldopoi' 1JIoqucs cIuRmI: d ........e p.

CENEGEN~: Qqo Base po..- mcrgia para ada caIqpia Iari&ria i que ........ri(l .. de

mcdicion COIl rcgistro de COOSUlDO discrimirIlIdo pol' bIoquc....... Q"be.... CD d a:ucme p-l CXIIl

los cargos BASE.

AI igual que en casos anli:riores. el tamiDo deunlu:ci6u ftlIIlb;li de .... · 0 c::qaui6u:

r--e-.- _ r-_ (GPM ~-e.-)"CPOTGEN 11.1 - CPOTGEN,....i )( GP:.-_

GPM rO-t"_ : Valor'de los .....,......,.. __1iPWIO ........ de' ........ &Ie .....

resultar.i de la siguicok cxpn::siiHl:

[

SUM .{CPOTGENE :~~ x VR.,»$VJI{aon1IiW :::- x ~ lMIoU ,..z"u)1GPR ,_! "" CGPR ~.I - SUM ,., (CENEGEN :~:::- lI' YR =-.1.1). ,

SUM _~(CENEGEN ~xYll.,..l.IxFCP:..•.J

GPR ,.-1 : MoniO necesario para cuhrir 1011*'-· •• que Ie .......... __ .. c:.-. de

gCOCl1lCioo realcs y los iugR:sos ralcs (pmdiocidos pol' 101 QIBOI Basey 1M~ raIa) CD ....de Punla del sc:mestre ~2, ambos ,cb ..... a" diadcs~ _ Ie.......... .. .._ ....abO agc:ntc. -

131

" •.'.~"7'-

132 Gaceta Oficial, martes 7 de marzo de 2006

CGPRr..~..}: Costo permitido Real de generacion en horas de Punta calculado en base a los eostosreales (facturados a la distribuidora y de generacion propia) y a las ventas reales en el semestre p-Z, EIcosto pennitido real de gcncracion en horas de Punta es el resultado de multiplicar el eosto pondcradomonomico de gcncracion en horas de Punta (Monomico G') por los kWh reales vendidos en horas

_ jI-J

de Punta (VR;_l)' ambos valores para el semestre p-2. EI cos to ponderado monornico resulta de la

division de los eostos reales de generacion en Punta entre la surna de la energia real cornprada (kWh)por la distribuidora ingresada a su red en los nod as de compra 0 entrega y la de generacion propiaiugrcsada en Punta en cl sernestre, ambos consumes referenciados a los clientes que no se encuentranabastccidos por otro agentc. EI calculo de este costa rcsulta de:

CGPR :~, "" VR :_, X (Monomico _ G:_1 )

Para calcular VR;'_l es ncccsario tener en euenta que la rclacion existente entre csta energia de Punta

y la total vend ida (VR,,_l) en p-2 debe ser similar ala relacion entre las energias cornpradas en punta

CR;"_2 y la total comprada CRp

_2 en el mismo semestre, Per este rnotivo se plantean las siguientes

ccuacioncs:

VR :-1 "" wee ;-2 x VR p-2

%CR/~,.l: Valor representative de la relacion existente entre la energla comprada en punta respecto deIn total cornprada por la distribuidora durante el semestre p-2.

CR/~,,}: Encrgia real mente inyectada al sistema de la distribuidora en horas de Punta durante elscmcstrc p-2, cualquicra sen su origcn, destinada a satisfaeer la demanda de todos los clientes que nosc cncucntran abastccidos por otro agcntc,

CRI'-l: Encrgia total que ha sido realmente inyectadaal sistema de la distribuidora durante el semestrep-2, cualquiera sea su origen, destinada a satisfacer la demanda de todos los clientes que no secncucntran abastccidos por otro agente.

CPOTGEN::;~:!i": Cargo Base por potencia de generacion para eada categoria tarifaria i para el

sernestrc p-2, tcniendo en cuenta solarnente los valores BASE de p-Z, En el caso en que en lacatcgorta tarifaria i cl eargo por potencia se exprese energizado parcialmente, debe utilizarse tambienCPOTGENE;:t:!it·

C£NI::Gt'N:'~;~:'W; ; Cargo Base por cncrgla en punta para cada catcgoria tarifaria i que dispongan de

mcdicion con rcgistro de consumo diseriminado por bloques horarios, calculado para cl serncstre p-Zscgun los cargos BASE.

VR:-1) :Ventas ~eales de energia en la punta (P) para cada categoria tarifaria icon medicion horaria

durante cI semestre p-2.

CENEGENJ~~;:~': Cargo Base por energia para cada categorIa tarifaria i que "no" dispongan de

mcdicion con rcgistro de consurno discriminado por bloque horario, ealculado para el sernestre p-2scgun los cargos tarifarios BASE.

FCP,:~l.; : Valor del Factor de Consumo en Punta "Corregido" eorrespondiente a la categoria tarifaria .

i y el scrncstrc p-2. Este nuevo Factor de Consume en Punta para cada categoria tarifaria i permiteconscrvar In cohcrencia entre la energla comprada durante las horas de punta y la vendida en estemismo intervale de tiempo, rnanteniendo como difereneia las perdidas, EI calculo de la correccion deeste factor sc realiza mediante las ecuaciones siguientes: -

VRSM :-2 "" VR:-2 - SUM lVi-MDHORAIIJIl (VR :-2,1)

FCVRSM p - VRSM :-2/ .. - ),,-2 - /(SUM IVI-MDNOIIOII.IfRJ II (VR p-2,I x FCP,)

FCPp:2,1 = FCP, X FCYRSM :-2VRSM::_1 : Venras consideradas reales de energia en la punta (P) para )IS categorfas tarifariu "sin"

mcdicion horaria durante el semestre p-Z,

N°25,497

- ?

Gac::eta 0ficiaI, martes 7 de mano de 2006

FCIIHSM;' ~ : faaor de correcciea de lasvcotalI rcales de encrgia en punta dwanlc cJ SCIDl:Slre p-2 delas~ laI'ifarias que uno" posccn rncdici60 huntria.

II} Glrp /HIrE,~. GenBlldtinen P....y F_ de P__

Oe ipaI.-...... calcuJar Ja~ del carso.-no ...,.... de & __ -=b:IlIdni en c--. para la actualizacion de los.cargos pol" eaergia, los conceptos mencionadgs cs cIcciI-.cI denomioado Base, que sicmpre corresponde a los costas estimados para el scmesbe p y susactuajizilGioncs Y cl denominado Coerecc, que com:sponde a la eom:cci6n que babria que jqtroducirco d arJO pol" las difcrencias entre los costas de gaaeraciOD n:alcs Y los ingn:sos rc:ak:s(prodllcjdpspor los cargos base y las ventu reales) en eI semestre p-2. Seguidamente se detallarin las c:xpRSioocsque aDo utilizadas para las categories de clicntcs que poseen medicion con discriminacioo. horaria ylasc:am::spondicntcs a las categorias sin esta medicioo.

(i) ..... Ias cateeoriu que..... dj=- ...~ bonuia

(i.I) Cargo porenecgia en hons de Punta

a ...1Iri&rio pewgeneraci6n de energia en horas de puma(P).~ cada caII:gOria 1ai&ria i. lie

aku1ara como:

CENEGEN : .. :::CENEGEN :;.... + CENE6EN :::--

CENEGEN:, : Cargo tarifario por c:nergia en boos de punta (P) para carla categoria Iarifaria i que

dispoapo demcdiciQIlcoo rcgislm de ams ry> discrimiDado par bloqucs bonrios, calculadopara cl~p.

CEN£GEN;;- : CarBo Basepol" eaergia en hans de puDta (P) para carla categoria tarifiuia i que

di.....u de mcdicioo con registro de consumo dilcriminado par bloques horarios, calm..... para d~p.

CENEGEN;-:--: CoIrecci6n para cubrir los ... . IQ que se produjeron en hoIaS de Puma

QIUe los co5tos de gmcraciOn reales y los ingresos rc:ak:s (producidos por los cargos Base y las~n::aIcs), ambos en d xmcstre p-2 paracada calegoria tarifaria i.

EJ primcro de los cooc:cptos pIantaIdos, sc calculara nyxtiamtc la siguicnte cxpresi60.:

. . (GPM Q-IlASE)CENEGEN ,-:.- ::: CENEGEN r-.... x ,.

p.' "-I,, GP CII-~,,-I

Adiciooa'........ aI raIiDr" los cU:ulos pam cada lICIIIelIb'e P. 9C calculani el tCnniDo de lAJO"CCCic5o.que I'CSUIt:Ma de la cxprc:siOa siga, int1l::

(aPM ar--o-- )

CENEGEN~ = CENEGEN r-_ x ,.I'J ~ Gpo-....,,-I

t... •• ' " utilizadasen alacap .k ban lido IImbiI!:o dc:6n_ mtelicw

(L2j Uugo JHII' ...._IUHVU FIIDYI ,.p,.".

a c.:iIado del cargo lari&cio pot I enct6a de eoergia en hons Fucra de Punta, pan. eada & Ia i,se efix:IUa de IJlllDCla similaral imP. en d apmado lIIlta'ior. de la suma de los cargos BASE Y ­Wiau:ciO&. asi:

. CENEGEN:: CarBo taritiuio por cnc:rgiaen las horas Fuera de Punta para cada caIr:gOriatariDIiaj

que dill WM de mcdic.i6n coo n:si*o de 00DIUIiI0 dilJcriminado por bloques honuios. cain......

paR cl sallCSVC P-

CENEGEN;;- : Cargo Basepar c:ocrgiaen las boras Fuem de Punta pam cadaCBIqOriaIarifiuia ique diIp I D de mcdicioo con rcgiIIro de coo...... discriminado por bloqucs honrios. cak"'.pant d scmestre p.

C£N£GEN;~: CcIm::a:WIl pam cubrir los .....mi.... que: sc: produjeron en ..... Fuaa de

....attre los costas de geoaaciOo reaIc:s y los inpcsos reales (producidos par los cugcNl o.e y ..wa-.sn::aIcs). ambos en el SCIIII:Sbe p--2 para carla cate:goria tarifaria i.

133

134 Gaceta Oficial, martes 7 de marzo de 20M

EI primcrode los conceptos planteados, se calcuIarB mediante la siguicote expresion:

CENEGEN I-?-&lSE =: CENEGEN W-&lSE x (GFPM ~-&lSE ),J . ,-IJ GFP a-&lSE

p~1

CENEGEN';:.~UJ£: Cargo Due par cnergfa eo las horasFuemde Punta pam carla categoria tarifiuia i

que dispongan de medici{m con registro de cooswno d.iscriminado por bloques borarios, calcu1adoJNIflI cl scmestre p-I .

GFPM p a~&lSE : Valor permitido a m:upenu- co la tarifa de los clientes que DO se eocuentnm

abastecidos por otro agente- para cubeir los costos de generacion en horas Fuera de Punta en elscmcslrc p, calculado a partir de las estimaciones de compras. Los costas de genemci6n en hamsFucra de Punta pcnnitidos son el resultado de multiplicar el costa total ponderado monemico degcneraei6n en horas Fuera de Punta (Monomico _ G:" ) por los kWh vendidos en horas Fuera de

Punta (incjuyendo cl consumo real de alumbrado publico), ambos valores estimados para el semestrep. EI costo ponderado moaomico resulta de 1adivision de los costas de generacion pronosticados paralas boras Fuera de Punta entre la surna de la energfa comprada (kWh) por la distribuidora ingresada ala red de 1a distribuidora en los nodos de compra 0 entrega Y 1a de generaci6n propia ingresada en

horus fucra de Punta en cI semestre, ambos cooswnos refereociados a los c1ientes que no secneucntran abastccidos por otro agente. EI caIcu10 de este costa n:sul.ta de:

GFPM ;"-- == YE;_x (MonOmico _ G; )

VE;~: Ventas pronosticadas de cnergia en horasFuera de Punta para cada eategoria tarifaria i, que

dispongan de mcdicion con registro de consumo di8criminado por bloques horarios durante elsemcstrc p.

Dado que el semcstre p es futuro, todos los valores antes mencionados (Costos de gencraci6n,encrgias compradas, gcneradas y vendidas) son valores pronosticados puros (BASE) sin eorrecci6nalguna por diferencias desemestres pasados.

Para calcular el valor GFPM ,.OI~....... se considaari 10 siguic:ote: En cada liCIDtiSbe los costas de

energia en boras Fuera de Punta permitidos a trasIadar a las tarifas se calcuIar.in utilizando el preciopromcdio del costo de geoemei6n de energia en hotas FUCDde Punta para atender a clicntes que no secncucntrcn abastccidos por 00-0 agente que resulte de:

• Costos pol' compra de cnc:rgiaen horns Fuera dePunta asociada a los cootratos iniciales: costopor la energia comprada mediante contratos aplicando Ia fimnula de distribuci6n de energiaasociada a cada contrato y el precio de la energia definido en los respectivos contratos enhoras Fuera de Punta.

• Costos por compra de energia en horas Fuera de Punta asociada a los contratos celebradosmediante cI mecanismo establecido por el ERSP: Costo por la energla comprada al precio dela energia definido eo los respectivos contratos para horas Fuera de Punta.

• Costos 0 ingresos por compras 0 ventas de energia en el mercado ocasional en horas Fuera dePunta: cI costo por la compra de energia en el mereado ocasional se detennina aplicando a 1aenergia comprada borariamente en este mercado el casto marginal horatio que n:sul.ta deldcspacho ccooonnco real. En el caso que la empresa resultara vendiendo en este mercado yobtcnga un ingrcso por cste conccpto debera restarlo del costo a trasladar a tarifas.

• La cnergia en horas fuera de punta asociada a 1a generacion propia que haya sidocomprometida paralos c1ientes reguIados de Ia distribwdora se reconoce atcosta promedio deenergla pan esc periodo que resulte de los contratos que provengan de procesos de libreconcurreneia.

GFP ,._1 C:R~II,lS£ : Valor resuhante de estimar los ingresos que obtendria la distIibuidora de los

c1ientes que no sc eneuentran abasteeidos por otro agente para cubrir los costos de gcneracion eohorus f uera de Punta en el semestre P. calcu1ado a partir de las estimaeiones deventas del ....::atre Py los cargos BASE del semestre p-I. Esta proyecci6n debe rcflejar la estnK:tura de merado porcatcgoria taritaria que en promedio se haya dado durante los 6ltimos dace (12)·mescs. En el c:vento

~25,497

~25,497 Gaeeta Oficial, manes 7 de marzo de 2006

que 101 t1islribuitloru proyccte alglin cambio importante en dicba estructura de men:ado dcbeliprcsentar 101 debida sustcntacion. Sccalculara a partir deja cx.pRSi6n siguiente:

GFP' ''' ~ A'.4S£ = [SUM IlIl~uD'lt»MIA (CENEGEN :'~j&UE x JfE:'; +OCONAl' rl,i x JfE,..)+ J

p-I ..."SUM "'j~_KMA... (CENEGEN ,-IJ xYE,J X (~- FCP,) + OCONAI' ,_1./ xJlE,..}CCONAP,._'J: Cargo tarifiuio por Gonsum.o de ahimbGldo -pUbliwpaca ada catcgoria tarifaria i,

cstimado al momento de calcular G ~-&tSE

135

EI tcmuno de correccion en el cargo

CENEGEN :.;-c_ifario por energla, rcsuItara de Ia siguiente expresion:

(GFPAI a-e- )

= CENEGEN FI'-._ x ''-'" GFP 0I-11AS£,,-1

GFPM ,.c:...-~ : Valor de los apartamientos actualizado coo Ja tasa de descuento Y. Para SII

calculo sc utiliza la siguicnte expresion:

GFPM ,.Q-e..- =0 (GFPR ,-2}x (I+ r )

" [SUM ...__,_ (CENEGEN ;:;.:-' x VR;:lJ -t- CCONQ ,-lJ x V.I,_ ... )-t- JGFPIf ,_1 • CGFPR ,..1 - l ' .... C' )

SUM ..,._A\CENEGEN , •• ,1 x IIR._IJ x (J - FCP,_ •.,) + CCONAP,-IJ x IIR.-...,

GFPR ,.-2 : Monto neccsario para cubrir los apartamientos que se produjcron en las boms Fucra de

Punta entre los costos de gcncracion reales y los ingresos rcales (producidos por los cargos Base Y lasventas rcalcs), incluidos ingrcsos produeidos por los cargos por consumo de alumbrado pUblico.ambos en cI scmestrc p-2 y rcfereociados a los clientes que no se encuentran abastecidos por 000agentc.

CGFPR Cp.l : Costo permitido Real de generacion en horas FUCI'Il de Punta caleulado en base a I.­

costos rcales (facturados ala distribuidora y de generacion propia) y a las ventas reales en el semestrep-2. E1 costo pcnnitido Real de generacion en horas Fuera de Punta es el resultado de multipticar elcoste total ponderado mon6mico de generacion en boras Fuera de Punta (MonOmico _ G;) por los

kWh realcs vendidos en horas Fuera de Punta, ambos valores para el semestre p-2. El costopondcrado monornico rcsulta de la division de los costos reales de generaci6n en horas Fuera de Punlapor la suma de la cncrgia real comprada (kWh) por la distribuidora ingresadaa su red en los nodos decompra 0 cntrcga y la dc gcncracion propia ingresada en horas Fuera de Punta en el semestre, ambosconsumes rcfcrcnciados a los clicntcs que no se cncueauen abutcx;idospur otro agcutc. RcsuIIaIi dela siguientc cxpresion:

CGFPR ;. :::: (YR._. - YR;_I) x (MonOmico _ G;J

CENEGEN;':;:-: Cargo Base por cnergia en las homs FUCIB de Puntaparacarla Categoria tarifiuia i

que dispongan de medicion con registro de consumo discriminado por bloques boranos, calcu1adopara cI semestrc p-2 scglin los cargos BASE.

YR~v : Vcola real de energia en horas Fucra de Punta durante eI semestre p.2 a·todos los clientes de

la catcgoria i con mcdicion horaria,

CCONAP,_2J: Cargo tarifario por CODSUDlO de alumbrado publico para cada categoria tarifivia i.calculado para el semestre po2.

(ii) Para las categorias que DO poseao medici6D COD discrimiDaci6D honn.

Siguicndo la misma secuencia de calculos que los efectuados anteriormente para los cargos porenergia, donde se determinaron los valores base y las correcciones correspoadientes, en este caso seutihzan las siguicntes cxprcsiones:

CENEGEN ,,; =0 CENEGEN :::- + CENEGEN ~

CENEGEN.. : Cargo tarifario pol' eneqia pua C8da categoria tari&ria i que "00" disponpn de

medicion con registro de consume discriminado por bloque horario, calcu1ado para el sc:mcstre p.

CENEGEN::a: Cargo Base por encrgia para carla categoria tarifaria i que "00" diapoopo demedicion con registro de consumo discriminado por bloque horatio. calculado para el semc:.;tre p.

136 Gaeeta Oficial, martes 7 de marzo de 2006

CENEGEN~O;-: Correccion para cubrir los ~tos que se produjaon cube los COIkJs de

JCQCJ'aciiJo rcaIes y los ingrcsos reales (producidos par los cargos Base y las vadas R:lIIcs). MDbos CDeJ amcstle p-2 pant cada C8tegoria tarifaria i que '"no" dispongan de mediciOa COD Jqisbo deconsumo discrimioado por bloquc homrio

[ (GPM G-_ J . (GFPM 01-_ ):1

CEN£GEN ~ =-CENEGEN ~ x FCP,x GPi,-- +(l-FCP,)x GFPi,- j

. [ (GPM a-.".... ) (GFPM CII-e- )1CENECE1I r;;- =csmr;EN ~ x FCP, x :.__ ...(J-FO",)x :.__GP,_, GJ11',....

Articulo 107 CO!IIID .... del mercado mayorisIa:

Para calcuJar la aaualizaci6n del valor pcnnitido a lee i • par la distlibuiduia delosc:IiaIcsque... se eilCUClitrao alla!ilUidos por 000 agente (GMTPM~),COD Ia finaljct.d dec:uIJrir 101 0lIiII0I de

paeraci6n <P*ocia y energia y demils custos del men:ado ...,..iIta) y los costoI del ..... detraospmte (incluyeodo perdidas en transmisicn) en horas de punta prmosricedoe ... d • n 'JiC p.lII:lcndrtin en cuenca los corrcspondicntcs valorcs BASE y las coaca:iooes ias~ Z Mr

lasdc:sviacioncs producidas en cl semestre p-2, asi:

GMTPM(2 = GMTPM CR- - +GM1'P~, , '.

EI cilcolo de los vaIores BASE, se efccbia mediante Ia sipiaib: cxp: .de:

GM1PM~-: Valor pcrmitido a recuperar por la dimibuidOta delosdic:abqueDO Ie Ii _

abastecidos por OUO agcntc para cubrir los costos de genc:aw:iOu (poIIeocia y~ y ...Cll-.sdel mcn:ado mayorista) Y costos del sistema de transpoItlc fmcluyeDdo padida:s CD b • _F )_

horas de puoIa prooosticados eo cl scmcstre p.

EI dIcuIo de .. c:om:ccioo.acc:aaia paraClCDJIIM"IIpCi_ ....-' ••• JlIOducidos CD d II:C p-2sc calcula de Ia siguiente iD8IIUll:

~MTPM:-e-:Ceuec:c:;Qo pua eubrir los apaa'. . trs que Ie produjcron CD las boru de,..

CDIre los costos de gCDClaCiiJo (potencia y cnergfa y demisCGIIOS delmacado mayoriaca) y oostos delsisb:ma de baDIpOftc (incluyendo ptrdidas en tran smisi6n). y los Dwaos reales (pmderjdgs par t­eargas Base y las vcotas rcalcs), ambos en cl scmestrc p-2 ... calla c.fIcgoria tarifiuia.

EI ciIcuIo de fa actualizaci6n del valor que se nwpcnuia con los cargos de pol COlli SjAAw' ..

costos BASE de gCDeraci6n, costos. del sistema de tIliiiiplIIm YpCrdidas de transmisi6n CD .

puoIa (GMTP~), aplicados a las ventas a los cliCDla que DO se ..........-... til wns paI""

apllll: para el semestre p, se efcchia de lICUCIdo • Ia .,,;,pi apraiOn:

G,· -.o G'..a-&&SII: T CR- .... PTCR- ....If'Ilr,.-1 = r,.-. +,-1 +,-1

Dc ... iI8IICnI que ..... cl c:-. -*rioc, ... caIcuJar Ia r 'r lid ... i . .• •n:cupcrar poe la distribuidora de Ioe clie:ma que 110 Ie mcuadJaD d ••• par olio ..

(GIITFPM~),COIlla finaIidad decubrir los coIIos degmeraci6D deCDCIJia en hans fUaa de ...

pnIIl4..ir,at'•.,s CD el semestre p, se teDdnio CiI QIaiD los concsp....imtes valort:s BASE y ..Cdlu:ciuoes necauIM pai1i co IJIl nsar las desYiacioocs pRw'ncjdu aa d semestre {l-"2,-

EI dIaIIo de Ios".)ora BASE, :Ie e&d6a m 5

N° 25,497 Gaeeta Oticial, martes 7 de marzo de 2006

GMTFPM;:H-/Wil;;: Valor pennitido a recuperar par Ia distribuidom de los clientes que no se

cncucntran abastccidos por otro agcnte para cubrir los costas de generacion de energia en horas fuerade punta pronosticados para cl semestre p, sin correccion alguna por diferencias de semestres pasados.

EJ calculo dc la corrceci6n necesaria para compensar los apartamientos produeidos en el semestre p-2se calcula de la siguicnte manera:

GMTFPM~R-e-: Correcci6n para cubrir los apartamientos que se produjeron en hor~s fuera de

punta entre los costos de gcneracion y los ingresos reales (producidos por los cargos Base y las ventasrcalcs), ambos durante cl scrncstre p-2.

EI c:ilculo dc la actualizaci6n del valor que se recuperarla can los cargos' de p-I correspondientes a los

costos de gcncracion de cncrgia en horas fuera de punta (GMTFPpc:!,), aplicados a las ventas a los

clicntcs que no sc cncuentran abastecidos por otro agente para d sernestre p, se efectua de acuerdo ala siguicntc expresion:

SECCION IV-6.7: PROCEDIMIENTO qUE HAN DE SEGUIR LAS EMPRESASDISTR18UlDORAS PARA LA ACTUALlZA CION SEMESTRAL DE LAS TARIFAS

Articulo lOS Transici6n:

La acrualizacion tarifaria que deberan efectuar las distribuidoras para el semestre comprendido entrecl I de cncro y cl 30 de junio de 2006, se efectuara de acucrdo al regimen que expira el 30 de Junio de2006.

Articulo 109 A partir del I de julio de 2006 y hasta el 30 de junio de 2010, las distribuidorasdcberan aplicar para cl calculo de los correspondientes cargos, el nuevo regimen tarifario.

Articulo 110 Las distribuidoras deberan contemplar para la aplicaci6n de este nuevo regimen en lasdos primcras actualizaciones semestrales desde su puesta en vigencia de los componentes de coste porabasteeimicnto, las cualcs sc calculan para los semestres cornprendidos entre eI I dc julio al 3 I dedicicmbrc de 2006 y desde el 1 de enero al 30 de junio de 2007, la utilizaei6n de los saldosrcmancntcs de los scrncstrcs que concluyen el 30 de junio de 2006, cualquiera fuese su signo. Estossaldos eorrcspondcn a los componcntes de costo de transrnision, perdidas de transmisi6n ygcncracion, que rcsultascn de la aplicacion del mecanismo de actualizaci6n semestral previsto en elregimen que cxpiru el 30 de Junio del 2006.

Articulo I I I En Ia actualizaci6n tarifaria del semestre comprendido entre el I de julio al 31 dedicicmbrc de 2006, se tcndran en cuenta los mismos componentes considerados en las actualizacionesde los cargos del regimen vigente hasta el 30 dejunio de 2006. EI primero de ellos representa el ajusteparcial para cl scmestre p-I (desde el I de enero hasta c130 de junio de 2006) de los cargos (GPEp_ I ,

GFPEI'_" TE,._1 , PTE p_1 ). E1 segundo componente considera la diferencia, actualizada por la tasa de

intercs, cntrc los valorcs que representan el ajuste total permitido en los cargos del semestre p-2(dcsdc cl I de julio hasta cl 31 de diciembre de 2005), por variaciones en los costos pennitidos y en

las vcntas (GPR/'_2' GFPRp_z, ts.; Y PTRp-z), respecto de los valores representatives del ajuste

parcial dc los correspondientes cargos (GPEp_z' GFPEp_z' TEp_z' PTE p_z). En el caso de los cargos

asociados a TEp_1 , TRp-Z Y TEp-Z se debe tener en cuenta que contemplan a todos los elientes

mientras que los restantes solo a los clientes que no se encuentran abastecidos por otro agente.

Articulo 112 Para el caso de la actualizaci6n tarifaria del semestre comprendido entre el I de eneroal 30 de junio de 2007 y teniendo en cuenta que el semestre p- I (desde el I de julio hasta cI 3 I dedicicmbrc de 2006) csta eomprcndido dentro del nuevo regimen tarifario, no se calculara en este casoc1 componcntc representative del ajuste parcial para el semestre p-l. Sin embargo se considerara elsaldo aciualizado por In tasa de intcrcs representative de la difercncia existente entre los valorescorrcspondicntcs al ajustc total pcnniudo cn los cargos del scrncstrc p-Z (entre cI I de cnero hasta el30 de junio dc 2006), por vanacioncs en los costos permitidos y en las ventas (GPR p_2' GFPR,_z,

TR/.-2 Y PTRp-z) PTRp-z), respecto de los valores representativos del ajuste parcial de los

corrcspondicntes cargos (GPEp-z' GFPEp-z' TEp-Z' PTEp--z). En el caso de los cargos asociados a

137

138 Gac:eta 0ficiaI, martes 7 de marzo de 2006

TR"-l Y TE,.-l SICdebe teneI en mc:oIa que contanpIM a todos los clientes micntras que los rcsIUb:s

solo a 105 clientes que:DO se CIICIICIdnID aha"'ttidos pur otto agc:nb:.

Anicu.lo 113 PIlla c:U:ula.- CD el primer- !ieIIICStIe que coIm CD Yigmcia clnuevo rqimco tari&rio (Ide julio a 31 de dicicmlae de 2006). el valor que n:cupaaia Ia eiIIpr1:sa mediante la "tilinei6n dec:ada IDIO de los cargosvJsaib:s en el SCIDCSIn: aDII:Iiot (P-I) apIicados• la pmyeccilJa de veatas depob:Dcia y CIICIJPa de cIicotes que DO SIC t2LUtDbm .....' ...:..... par otro agcote. por categorialarifiula.CD d Suuc:stle P. cs oca:sariodclinir CD esIe Uoico GIllO los YaIores de cada uno de loa-cupsque scr.Io utilizados. 13 que d semcstre p-I UMiCiSpoude aI cuadro blrifiuiuque expira d 30 de juuiode 2006. Debido a diu. los YlIIon::s adopIados eo esIe 6uico casu para los cargos B-=COIl espuodieotes aI semcsbe p-I. SOIl los que rcsuIIm de la definici6u del iIIICYO cuadro tarifario. Dcc:sIa maoc:n podJin detemJinarsc tanDKn 105 dc:Dl.'u'....a de cada una de las apn:siuoesutiliDdas pam el c;8Ic:uIo de los difaadcs e-gos 1Bifuios. Para los scmcsbcs posteriora el Clik:uIumcnc:iunado DO ,cph:senraria nlng1in incunvenieote pur esIar defioidos los mora de- los cargosvigenlCS CD el semcstre anterior (P-I).

Articulo 114 El cik:ulo del ajuste tarifario ,..,...,...,.rr dI:hcri ser pn:wmtwJo aI ERsP en formaseparada al rcsIo de: Ia informaciOn S'JS'ndafUria rcquerida p8Gl el disdlo de la.«tnnula tarifaria querc:gici par.I d siguicote pcriodo Iarifiuio y CD Ius mismos fumadarius lltilizados pam eI pc:riodoa.ifariu que vcncc el 30 de JUDio de 2006. Los remanr:ntee de cada componcote de c:ostodc:bedn SCI'

idcutifJCadosYaplicados CIl los oompuuenta de c:ostosaJDl:SpODlIientes.

SECCION 1t'.6.& : ciLcuLO DE LAS COllUCC10NES P.4IU. EL PlUMER SEMESTIlE DET1lANSICION ('b911MM - JU/2JZIIM)

Artic:uIo 115 EI ciIc:uIo de las cuaa:ciooes ua:ewiu • cIi:cIDII' ICIl cadaUDO de los cargos...oousidc:r.Ir los.saIdos n:mauIeS duraute eI primer 5CIIIIlSfIe ......CCiUipwdido eotte d 1 de julio aI31 de dicicmbn: de 2006. se deIaIIalICB"idamrnle:

a) COIICCC:itiu dcl C8IrP IlIrifiuio par CODSlIIDO del aIumbndu pUblico

"'- ... (GFPII ;-- )CCOIIAP JItlJI - CCONAP ,.~ .. GJiP: ___

Duudl; sOlo CD esIe c:aso:

CCON~: ConecciOo pan! cubriI" los apaJtamiClltus que se produjc:roo en las buras Fuen de

PWlta coin: los c:ostos de genaaciOo reaks y los iugresos reaks (producidos por los caIgOS y lasventas n:aIc:s).ambos en los scmcsbOi p-I Yp-2 pua c:ada cab:goria tarifaria i

CCONAP::a: Cargo Base pur COiISUDJO de c:oagia pol" .......... pUblico pam c:ada e:ategoria

tarifaria i dcl sc:aDtSbe p.

GFP r (11-_ : VaIar-fCSIIItwdr de~..~ que obkDIda Ia disbibuidoia de los cliI:otes

que no sc cocuc:uuan~ po.-oIm agmte ...GDhrir los ailIIusde gcocgcilJaen buras Fucrade....... c:u d SICIlItS1lc P. caJenlado • p8rIir de las cdi.. .nde vadaS del lICItlCStre P Ylos c::arxosBASE dcl sc:ancsIJC p. Esta~ deberefIejar" Ia esb..... de men:ado pur categoria tari&riaque: CD pnJDJCdio se baya dildo dunmIc los UItimos dot:e (12) IiICSCS. En d evado que Ia dislribuidurajlI'1JYCdC algUu cambia imJ-tante en didJa cstrueluIa de mcn:ado deberi pICSadar la dcbidasustClllacWn.

(NOTA: En ... r.....1a :IIIk:ricw SIr: utili.zIIn los va!un:s 0- de! ...-sue "'p". ya que eo ale imioo CUD. 110 aisfcp losv;oIuro aJlrapondiaiIcs at KDICIIn: ......1..).

GFPM ror-c-- : Muoio ncccsario .... c:ubrir los aparl Moms que se pnxlujeron en las homs

Fuera de Punta cone los c:osIOS deFJCDCiOo n:aIesY los ingtaos reales (producidos por loS cargos ylas vcnlaS rcalcs); iochljdos ingresos. pmducidos po.- los cargos pol" c:uosumo de alumbmdu publico.ambos at los saDCS!lICS p-I y p-2 Yn:faaJl:iados.los cliades que DO se encueutrau abutecidos porolIo agc:ote.......Iizado eon la tala de clcsmm'o ...... Pan. lID ciIc:uIo SICutiIiD Ia siguiente Cltpn:8wn:

GFP~ = (GFPE,... -2xGFP,...)(1+T)"2 +(GFPR,..z -OM"E,..z)x (l+r)

GFP£,....: Valor- que: iep:escd!a d ... puciaI del c:osID IUXJIJOCido de gwcraci6u de eoergIa en

.... fucra de puula por variacioucs CD .. c::usIDs ieccw""ci.... c:uu Iapec:to • los c:Iiada que no SIC

cncucuuan a........idos por olIo aIP* CD d scmcstre p-l.GFP~,: CosIos de gc:ucraciOn de mcrp pcuuitidos CD hods fiIIn de paola •~. Ia t:arifa c:uu

n::IfXI=IO a lui dic:ub:s que: DO se CiII:IICIlIJaD at 7 • doll pOr obo apnte CD d .........e pol (Es e1OFP,.dc la ......izari60..........).

~25,49'7

N° 25,497 Gaceta Oficial, martes 7 de marzo de 2006

GFPR,._2: Valor que represents el ajuste total del coste de generaci6n de energia en horas fuera de

punta en cI semestrc p-Z par variaeiones en los costos permitidos y en la ventas de los clientes que nosc encucntran abastccidos por otro agente.

GFPE".2: Valor que representa el ajuste parcial del costa reconocido de generaci6n dc energia en

horas fuera de punta par variaciones en los costos reconocidos con respecto a los clientes que no secncucntran abastccidos por otro agente en el sernestre p·2. Este valor corrcsponde al GFPEp_, de laactuafizaci6n tanfaria del scrnestre anterior.

EI calculo de los cornponentes GFPE,,_IIGFP,,_IIGFPR,,_2' y GFPEp-2 se efecma utilizando las

cxprcsioncs dcfinidas en el regimen tarifario que expira el30 de Junia del 2006.

b) Correccion del cargo tarifario por perdidas estandar en distribucion

El calculo de los componentes GMrPM~I/-c..n- y GMrFPMr:--eum.ee, que seran utilizados para

dcfinir las corrcccioncs ncccsarias en el cargo por perdidas de distribucion, se efectuara, solamentepara CSIC scmcstrc, mediante las.expresiones detalladas en el punto correspondiente a la "Correcci6nde costos del mercado mayorista" ubicado posteri?rmentc en estc mismo numeral.

(i) Perdidas de cnergia en distribucion

• Para las categorias que posean medicion COli discriminacion horari«

CPERDE"-e-..", '" CPERDE"-"'''' (GMfPM,:---e--% )"J "J " GMTP~-

, p

C'PERDE"'~ - C'PE.'D"E F' -'- (GMTFPM~L - )pJ - IU.' P.." / GMTFPp<:'--

• Para Ius cutegor{w' que 110 posean medicion con discriminaclon horaria

(ii) Perdidasdepotencia en dislribucion

CPERDPp~ =CPERDP:1s£ x(GMTPMr:-e--j,MTPpCIt_1IASE )

,.o) Correcckin del cargo tarifario jijo de transmisidn

139

Dondc s610 cn cste caso;

CPT,;.:"""" 6 CPTE~-;-: Correccion para cubrir los apartamientos que se produjeron entre los costas

de transmisi6n rcales y los ingresos reales (producidos por los cargos y las ventas reales), ambosrcferenciados los semestres p-I y p-2, para cada categoria tarifaria i,

CPT,;,~:Hi 6 CPTE,~;st: : Cargo Base de transmision del scmcstre p para cada categoria tarifaria i.

T,;·~-·"">:: Valor que rccupcraria la empresa can el cargo BASE de p para cubrir los costas de

transmision aplicados a las ventas a los clientes en el semestre p. Estes corresponden a los ingresoscstimados que resultan de aplicar los cargos Base par transmisi6n para carla clase de cliente i, queconticncn las tarifas del semestre p a la proyecci6n de ventas de potencia y energia de clientes parcatcgoria tarifaria del semestre p. Esta proyeccion debe reflejar la estructura de mcrcado par categorIatarifaria quc en promedio se haya dado durante los U1timos dace (12) meses, En el evento que ladistribuidora proyecte algun cambio importante en dieba estructura de mercado debera presentar fadcbida sustcntacion,

TM~·It-l:..n..r: Manto ncecsario para cubrir los apartamientos que seprodujeron entre los costos detransmisi6n rcalcs y los ingrcsos reales (producidos por los cargos y las ventas reales), ambosrcferenciados los semestres p-I y p-2, para carla eategoria tarifaria i, actualizado can la tass dedcseuento "r". Para su calculo se utiliza la siguiente expresi6n:

140

\

Gaceta Oficial, martes 7 de marzo de 2006

TE,._,: Valor que representa el ajuste parcial del costo reconocido en el periodo p-l por variaciones en

los costos pennitidos yen lasventas.

T,._,: Cos lOS dc transrnision permitidos a pasar a la tarifa can respecto a todos los clientes en el

scrncstrc p-l. (Es cl TP,. de la actualizacion tarifaria anterior).

TR,._2: Valor que representa el ajuste total del costa de transmisi6n permitido en el semestre p-2 por

variacioncs en los costas reconocidos y en las ventas, a pasar a tarifa de todos los clientes,

TE,._2: Valor quc representa el ajuste parcial del costa reconocido en el semestre p-2 por variaciones

en los costas pcrmitidos y en las ventas, Este valor corresponde al TE,.-, de la actuatizaei6n tarifaria

del scmestre anterior.

EI calculo de los componentes TEp _p T,.-p TR"-2 Y TE,.-2 se efectlia utilizando las expresiones

dcfinidas en cl regimen tarifario que expira el 30 de Junia del 2006.

d) Correccion del cargo por perdidas de lransmision

Donde s610 en estc caso:

CPETp~~-: Correcci6n para cubrir los apartamientos que se produjeron entre los costos de perdidas

de rransmision reales y los ingresos reales (producidos par los cargos y las ventas reales), ambosrefcrenciados a los semestres pol y p-2, para cada categoria tarifaria i,

CP£T,~:Sf.·: Cargo Base par pcrdidas de transmisi6n para cada categoria tarifaria i en el semestrc p.

PT,~··IUS£: Valor que recuperarfa la empresa con el cargo BASE de p para cubrir los costas de

pcrdidas dc cncrgla en transmision, aplicado a las ventas a los clientes que no se encuentranabastccidos por otro agente en el semestre p. Esto corresponde a los ingresos estimados que resultande aplicar los cargos Base por perdidas de transmisi6n para cada categoria tarifaria i que contienen lastarifas del scmestre p a la proyeccion de ventas de clientes que no se eneuentran abastecidos por otroagentc, por categoria tarifaria, del semestre p. Esta proyeccion debe reflejar la estructura de mercadopor catcgoria tarifaria que en promedio se haya dado durante los ultimos dace (12) meses, En eleven to que la distribuidora proyecte algun cambio importante en dicha estructura de mercado deberapresenter la deb ida sustentacion.

PTM~··-(\'"''': Monto necesario para cubrir los apartamientos que se produjeron en los semestres p-l

y scmcstrc p-Z entre los costos de pcrdidas dc transmision reales y los ingresos reales (producidos parlos cargos y las vcntas reales), ambos referenciados a los clientes que no se encuentran abastecidospar otro agcntc, actualizado can la tasa de descuento "r". Este valor resultara de la siguientecxprcsi6n:

PTE,._,: Valor que representa el ajuste parcial del costa reconocido de perdidas en trmsmisi6n en el

scmcstrc p-l por variaciones en los costas permitidos yen las ventas.

PT,.~I : Cos lOS de las pcrdidas en el sistema de transmisi6n permitidos a pasar a la tarifa con rcspecto

a los clicntcs que 110 sc encuentran abastccidos par otro agente en el scmestre pol. (Es el PTp de la

actualizacion tarifaria anterior).

PTR,._2: Valor que rcprescnta el ajustc total del costo de perdidas en transmisi6n peimitido en el

scmcstrc p-2 por variacioncs en los costas permitidos y en las ventas, a pasar a tarifa de los clientesque no se cncucntran abastecidos par otro agente.

PTE,.-2: Valor que representa el ajuste parcial del costo reconocido de perdidas en ttansmisi6n en el

semcstre p-2 por variaciones en los costos permitidos y en las ventas, Este valor corresponde alPTE,._r de la actualizacion tarifaria del semestre anterior.

EI calculo de los componentes PTE,-1' PTp-I' PTR1'-2 Y PTE1'-2 se efectlia utilizando las

expresiones dcfinidas en el regimen tarifario que expira el 30 de Junia del 2006.

N° 25,497

N° 25,497 Gaceta Oficial, martes 7 de marzo de 2006

c) Correccion del cargo pur potencia de generacion

141 '

CPOTGEN

Dondc, s610cn cstc caso:

p-""""""1'.1

X(

GPM IC,lI-C-

)= CPOTGEN P-BJISE

1',1 GP CII-BASEp

CPOTGEN:..;<",.....: Correccion para cubrir los apartamientos que se produjeron en horas de Punta

entre los costas de gcncracion reales y los ingresos reales (producidos par los cargos y las ventasrcalcs), umbos en los semestres pol y p-Z, para cada categoria tarifaria i y referenciados a los clientesque 110 sc cncucntran abastccidos par otro agentc.

CPOTGEN:'~~HA~1i 6 CPOTGENE;';BAS/:;: Cargo Base por potencia de generaci6n calculado en horas

de punta (P) para eada catcgoria tarifaria i del semcstre p.

GP"

ell-BASI:: :.Valor resultante de estimar los ingresos que obtendria la distribuidora de los clientes

que no sc cncucntran abastecidos par otro agente para cubrir los costos de generacion en horas dePunta en el semestre p, calculado a partir de las estimaciones de ventas del semestre p y los cargosBASE del scmcstre p. Esta proyeccion debe reflejar la estructura de mercado par categoria tarifariaque en promedio se haya dado durante los ultimos doee (12) meses. En el evento que la distribuidoraproycctc algun cambio importante en dicha estructura de mercado debera presentar la debidasustcntacion.

GPM /II-C_ :Manto necesario para cubrir los apartamicntos que so produjeron entre los costos

de abastccimicnto rcalcs y los ingrcsos reales (produeidos par los cargos y las ventas reales) en horasde Punta de los semcstres p-I y p-2, ambos referenciados a los clientes que no se eneuentranabasteeidos por otro agente, actualizado con la tasa de deseuento "r". Este valor resultara de lasiguiente cxpresion:

GPM~R-CumIc<: = (GPEp.' - 2 x GPr l ) x (1+ r)"2 + (GPRp_2 - GPEp-2) x (l + r)

GPE/,., : Valor que represents el ajuste parcial del costo reconocido de generacion en horas de punta

con rcspccto por variaciones en los costas pennitidos y en las ventas a los clientes que 00 secncucntran abastccidos por otro agente en el semestre pol.

Gp'.-,: Costos de gencracion permitidos en horas de punta a pasar a la tar!fa con respceto a los

clicntcs que no se encuentran abastecidos par otro agente en el periado p -1. (Es el GPp de la

actualizaciou tarifaria anterior).

GPRI. _2: Valor que representa el ajuste total del coste generaei6n en horas de punta permitido en el

semestrc p-Z par variaciones en los costos permitidos y en las ventas de los clientes que no seencucntran abastecidos por otro agente

GFE/._2 : Valor que represents el ajuste parcial del costo reconoeido de generacicn en horas de punta

por variaciones en los costos permitidos y en las ventas a los clientes que 00 se encuentranabastccidos par otro agente en el scmestre p-2. Este valor corresponde al GPEp _1 de la actualizacion

tarifaria del scmcstrc anterior.

EI calculo de los componentcs GPE,•• , GPp _I ' GPRp-2 Y GPEp-2 sc efcctua utilizando las

cxprcsioncs dcfinidas en cI regimen tarifario que expira el30 de Junio del 2006.

j) Correcci';" del cargo por energia de generacion en panta y fuera de punta

(i) Para las catcgorlas que posean medicion con discriminacien horaria

• Ell horns de punta

(

GPM ClI-C_ )CENEGEN ,.-e-- =CENEGEN I'-lIIISE x --==p~=--,.1 ,.1 GP CR-BIISE

P

Dondc, s610en cstc caso: -

CENEGEN:.ie-...... : Correccion para cubrir los apartamientos que se produjeron en horas de

Punta entre los eostos de generaci6n reales y los ingresos reales (producidos por los cargos ylas vcntas reales), ambos en los semestres p-I y p-2 para eada categoria tarifaria i,

142 Gaceta Oficial, martes 7 de marzo de 2006

CENEGEN;'i--: Cargo Base por energia en horas de punta (P) para cada categoria tarifaria i

que dispongan dc medicion con registro de consume discriminado por bloques horarios,calculado para cI semestre p.

<'II-I,: .., GP CII-HASE finidos anteri II' 'IGPM ,; "IT" y I' : De uu os antenormente en e itera e.

N' 25,497

• Ell horas Fuera de Punta

CENEGEN

Dondc, s610 en este caso:

FP-C.....­1',/

= CENEGEN FP-IJASE x (GFPM ;N-e-- )1'./ GFP CN-BASE

p

CENEGEN:'~-C....",-•. : Correccion para cubrir los apartamientos que se produjeron en horas

Fucra dc Punta entre los costos de generacion reales y los ingresos reales (producidos por loscargos y las vcntas rcales), ambos en los semestres p-I y p-Z para cada categoria tarifaria i.

CENEGEN;~-IIAS/;: Cargo Base por energia en las horas Fuera de Punta para cada categoria

tarifaria i que dispongan de medici6n con registro de consumo discriminado por bloqueshorarios, calculado para el semestre p.

GFPM~"II-"""""'"" Y GFP I' eN-BAsE: Definidos anteriormente en elliteral a.

(ii) Para las categorias que no poselln ",edicion con discri",inacion horaria

[ (GPM CJI_""'- J (GFPM CJI_""'- J]

CENEGEN ~':';'"" "" CENEGEN :~~£)( FCP,)( G?,:;'-lAU + (J - FCP,»)( OF?,:;" IUS£

Dondc,s610 en cstc caso:

CENEGEN~~'(""": Corrccci6n para cubrir los apartamientos que se ptodujeron entre loscostos de

gcncracion rcales y los ingresos reales (producidos por los cargos y las ventas reales), ambos en losscmestrcs p-I y p-2 para cada categoria tarifaria i que "no" dispongan de medici6n con registro deconsume discriminado por bloquc horario

CENEGENI~~St": Cargo Base por energia para cada categoria tarifaria i que "no" dispongan de

mcdicion COil rcgistro de consumo discriminado por bloque horario, ealculado en el semestre peonlos cargos BASE.

GPM (·II-(\........ GP CN-HASE GFPMclI-e-- GFP .CN-BASE D finid anteriormente en losI' , " ' I' Y p :'CIDIOS

literatesc y a rcspcctivamcnte.

g) Correcci6n de costos del mercado mayorista

(i) En Punta

GMTPMcN-C"....... =GPMCf/~e-- +TMCf/-e-- +PTMCR-e-p , p p

Donde, s6lo en este caso:

GMTPM~'II-(""'''''; Corrcccion para cubrir los apartamientos que se proclujeron en las horas de punta

entre los costos de gcncracion (potcncia y cnergla y demas costos del Mercado mayorista) y costos delsistema de transportc (incluycndo perdidas en transmision), y los ingresos reales (producidos por loscargos y las vcntas rcalcs), ambos en los semestres p-I y p-Z para cada categoria tarifaria.

GPM~'N-(\""""", TM~"H-I,:""",,",, PTM~H-e-_: Definidos anterionnente en los Iiterales e, e y d

rcspcctivarncntc.

(ii) Fuera de Punta

GMTFPM'j;"-e...-. :: GFPM~R-e-

Donde, solo en este caso:

GMTFPM~·N-I,:....,...": Corrccci6n para cubrir los apartamientos que se produjeron en horas fuera de

punta entre los costos de generacion y los ingresos reales (producidos por los cargos y las ventasrcalcs), ambos durante los semestres p-I y p-2.

GFPM~·fI.(-: Definido anteriormente en el literal a.

Gaceta Oficial, martes 7 de marzo de 2006

SECC/ON 1V.6.9 ; CALCULO DE US CORRECCIONES PARA EL SEGUNDO SEMESTRE DETRANS/CION (0//0111007 -30/0611007)

Articulo 116 EI calculo tarifario de las cormx:iooes necesarUs a efectuar en cada uno de los cargospara cI segundo scmestrc comprcndido entre el I de enero al 30 de junio de 2007, sc efectuarautiJizando las rnismas expresiones anteriores, pero eliminando solamente el termino que representa elajustc parcial de los cargos reconocidos por variaciones en los costos pennitidos y en las ventascorrcspondienre al scmestre p-I. que en eSI", caso seria el comprendido entre el I de julio y el 31 dedicicmbre dc 2006. donde justarnente se pone eo vigencia el nuevo regimen tarifario. EI ajusteactualizado que se considerara en este caso es el representative de la diferencia existente entre losvalores correspondicntcs al ajuste total penni lido en los cargos del semestre p-2 (entre el I de enerohasta cI 30 de junio de 2006), par variaciones en los costas pennitidos y en las ventas (GPR"...2'

GFPR,,_l' TRp

_l Y PTRp-2)PTR,....l)' respecto de los valores representatives del ajuste parcial de los

corrcspondicntcs cargos (GPE1'-2' GFPE1'-2' TEp-H PTE"...2). En el caso de los cargos asociadas a

TR,._2 y TE,,-2 sc debe tcncr cn cuenta que contemplan a todos los clientes micntras que los restantes

solo a los clicntcs que no sc cncuentran abastecidos por otro agente.

Articulo 117 EI calculo de las correcciones necesarias a efectuar en cada uno de los cargos paraconsiderar los saldos rernantcs durante el este semestre, se detalla seguidamente:

II) Correccion del cargo tarifario por consuma del alumbrado publico

143

Dondc, 5610 cn este casu:[

GFPM a._)CCONAP tr: .. CCONAP ,~ x GFP .;._ .

,-I

b) Correccidn del cargo tarifario parperdidas estandar en distribucion

EI calculo de los componentes GMTPM;:-e- y GMrFPM;:~ ,que seran utilizados para

defmir las conecciones necesarias en el cargo par perdidas de distribuci6n, se efectuara, solamentepara cstc semestre, mediante las expresiones detalladas eo el punto correspondiente a la "Correccionde costas del mercado mayorista" ubicado posteriormente en este mismo numeral.

(i) Pcrdidas de energia eo distribuci6n

• Para las categorias que posean' lIIedicion con discriminacion horarw

CPERDEr-c-- =CPERDEI'-&fS£ x(GMl'PMr:~ / )pJ p~I.' / GMrP:'-&fS£

• Para las CflUgorlasque no posean medu:wn con discrimilulcwn horariB

(ii) Peroidas de poteneia en distribuci6n

C c...-..o BAS5 (GMTPM~/ )'PERDPpJ =CPERDP,,_IJ x / GMTP;!.-8AS6

c) Correccion del cargo tarifario fijo de transmision

Dondc 5610 en este caso:

144 Gaceta Oficial, martes 7 de marzo de 2006

Dondc solo en cstc caso:

e) Correccidn del cargo por potencia de generacion

N° 25,497

C'PO'T'r'E'N P-Curn:c,..lV p,i

Dondc.solo en cste caso:

(

GPM CR_C_)= CPOTGEN I'-JMSE --~p~-o=-

1'-1,1 X. GP CR-BASE1'-1

j) Correccion del cargo por energia de generaclon en punta y fuera de punta

(i) Para las cutcgorias que posean medicion can discriminacion horaria

En horus de punta

(GPM CR-C.".."., )

CENEGEN p-c.".."., = CENEGEN p-BASE x ---:!po:--::-=-1',1 1'-1,1 GP CN-BASE

1'-1

GPM~·R-e-..... : Definido anteriormente.

• Ell horas Fuera de Punta

CENEGEN FP-Curr=p,/

FP-BASE (GFPM ~R-e- )= CENEGEN ,_1,/ x GFP CR-BASE

1'-1

GFPM~'R-C~: Definido anteriormente.

(li) Para las categorias que no posean medicion con discriminacldn horar;a

[ (GPM OI-e:-- ) (GFPM a-e-... )]

CENEGEN ~7"',. - CENEGEN ~ x FCP. x, GPp~ uu + (1- FCP,)x GFP ,~,-",SJl

GPM ::8-<'0."''''. GFPM I~H-<""'T<'" : Definidos anteriormente.

g) -Correccion de costas del mercado mayorista

(i) En Punta

GMTPMcH- C.".,,« = GPMCR-C- +TMCR-e-- +PTMCR-f:--

P I' I' P

I

GPM~'H-Cu"",,,, TM;R-e,,"..... , PTM;R-C=-,<: Definidos anteriormente.

(il) Fuera de Punta

GMTFPM;N-C"",," = GFPM;H-em.-

GFPM~'II~(···""''': Definidos anteriormente.

SECCION lV.6./0: CRONOGRAMA DEL PROCESO DE ACTUALlZAC10N TARlFARlASEMESTJUL

Articulo Illl Prcscntacion de la actualizacion tarifaria ante el Ente Regulador:

Las crnprcsas presentaran los componentes y cargos propuestas y la informacion sustentadora de laactualizacion tarifaria al Ente Regulador, por 10 menos sesenta (60) dias calendario antes de la fechade entrada en vigencia,

Articulo J J9 Periodo de revision y aprobaci6n por parte del ERSP:

A partir del recibo de la informacion el ERSP tendra hasta treinta (30) dias calendario, para revisar lainformacion y solicitar informacion adicional si 10 requiere. Cuando solicite informaci6n adicional seindicara eI plazo para su prcsentacicn. Los cargos donde cl ERSP no haya manifestado a1gunaobjeei6n pasado el periodo de treinta (30) dias indicado se daran por aprobados, par 10 que la empresalos pondra en vigencia en la fecha correspondiente.

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i

146 Gaceta Oficial, maries 7 de III8I'ZO de 2006

considcrando cI cstimado de pCrdidas entre eJ pUDlo de entrep a paodc:s clienlcs que comp:an aprccios acordados librcmcnlc y cI nodo doode fadistribuidoot rccibc facocrgfa.

Articulo 124 Por simplificacion esta pbdida se coosidc:nmi igual al pon:enlaje de pbdidas estUdaraprobado por cI ERSP p8I1I el pcriodo tariDrio.

Articulo 125 Para efcctos de determinar Ia segregacion de estas p6rdidas de enagja eo dimibuci6n,por nivel dc tension se utilizari Ia proporcion considerada eo el diseiio de Ia tari& vigcnte..

Articulo 126 En cada hora la energia equivalente del gnm eliente i que c:ompm a pn:cio aconIadolibremenle en cJ nodo 0 punlo de rccibo de la empresa distribuidora (AIW1IEoci) sed caJaJ""'" colasiguicntc forma:

MWhoa dondeI-PET'%'

MWhGCi "" Energia medida en el punta de rccibo de cada gran cliente que compra a preciosacordados libremente.

EI PE1% utilizado sera el valor ajuslado seglin 10 indicado en este R.Cgimen Tarifiuio y de acuerdo alnivel de tension al quc csta conectado el gran cliente, expresandolo en Ia f6nnula anterior par unidad.

Articulo 127 En cada bora el total de Ja energia equivalente de todos los gnmdes clieutes quecompran a prccios acordados librcmcnte se restanide la cnergia mcdida total tecibida en cada nodo 0

punto de rccibo de la distribuidora; el valor asi obtenido se considerari que concsponde a Ia euergiade los dienlcs acogidos a laritas reguladas (MWhCRnodo), sieodoasi:

MWh~ "" MWh_ - t,MWlrEoa...MWh._ '" corrcspondc a Ia cncrgia de los clientcs acogidos a tarifas rc:guIDs cooec" ... al DOdo .

en cada hora.

MWh,_. ,.,cs 10energia memda total eo el DOdo de Ia distribuidora en c.da bora.

MWhE(i(0i = la energia equivalente de cada gran cliente que compra a precio acordlIdo libl"CDlmdc m

cI nodo 0 punto de rccibo de la ernpresa distribuldora en cada bora.

Articulo 12M Para la determinacion de los costas pennitidos de generaci6n. bMW.· •6D" y 101cosIosque surgcn de la administraci6n del Mercado Mayorista a traspasar a Ia tari& se rcquicR raIizar Iareparticion dc la poteneia medida en cada nodo 0 ponlo de CObegll a lasdistribuidoras entre los gruposde clicntes acogidos a tarifas reguladas y los graodes clicotes que oompmn a pn:cios ac:oJdadoslibrcmcnrc, Esta reparticion se realizarade la siguiente manera:

Para cada subpcriodo j en que se divida cada hom se calculani la poteociaequiYalcote del siuPo declicntcs acogidos a las tarifas reguladas con base en la sigwente cxpresi6n:

{- MWOCIJMWEa-..J = MW-.J - L...[] ~

1-4- I~PPT%

MWE._J · =Polencia cquivalente del grupo de clientes acogidos a ,las tari&s reguIad8s c:onectados

al DOdo en cI subpcriodo j.

MW_I '" Potencia medida en el nodo de Ia distribuldora

MWIiOJ = Potencia medida en el punlo de recibo de carla gran clieote que ha aconIado compnrlibremenlC. .

~ PP7% util~ sera el valor ajusmdo ...10indicado en este R6gimm Tarifiuioyde8IIICl'do almvel de tensIon al que estli 'conc:c::tado el gran clicote, expn:s6odolo en Ia flJnnula anterior m parunidad.

Articulo 129 En cada hon., Para la determinacion de las compras de eneJgia de la distribuidom dCentro Nacional de Despacho deber3 restar de la energia medida en el DOdo eo que Ia disbihuidoraretira del sistema interconeetado DaCional la sumatoria de la eoergia medida eo calla UDO de losmcdidorcs de los grandes clienrcs que compranb"bIancnu: y que sc astea:o de diclIo DOdo.

Articulo 130 Para la determinaci6ndel resto de los COIDpODaItes de la facturaci6n de COItDI delmercado mayorista que utilizan la enc:rgfa como medida de iefuatlXZia (1CIvicios~gencracion obligada, etc.) y las de pCrdidas CD tnmsmisi6n, el CND loscaIculad urilizando la enagiacquivalenlc MWhEoo de cadagrancliallc.lo queIeoom:spondea la distribuidom (MW'hc.....) y 10

que establecen lasRcglas para cl Mcn:Bdo MayoristadeElc:ctricidad vigada.

~2S,497

,

Gac:eta 0ficiaI, martes 7 de muzo de 2006

Articulo 131 Para Ia dclermmacion del resto de los componentcs de la fitctwacion del mercadomayorislaque utilizan la potencia como medida de refen:ocia, el CND utilizari IapotcDcia mcdidadeada gran clicnle en su punlo de rccibo; 10 que Ie conespoode a la distribuidol'a sera el n::sultado dedcducir fa potcncia mcdida de los grandes clicntes que se abastecen del Dodo bajo amllisis. Con hueCD csta scparacioo sc aplicar.i. 10 que establecen las Reglas parael Mercado Mayorista de ElectricidadVigcnlCS.

SECCION 1Y.6.IJ : AJUSTES POSTER/ORES A LA INFORMAOON SUIIINIST1lADA COMOFACTUIUDA 0 MEDIDA

Articulo 132 Cuaodo exisam ajustes posteriores a infonnacion que baya sido swninistmda comofactuGIda 0 mcdida de los semestres p-l y p-2, fa difcrcncia entre el valor swninistnldo comofaclurado0 mcdido en scmcstres antcriores y d valor ajuslado se debe considerar como parte de Iainfonnacion que se prcscnta como p-2 con Ia debida idcot,ificaciOn y susteotiaci6n.

SECC/ON /Yo6./J : 'RESENTAC/ON DE INFOitMAOON CORllESPOND/ENTE A LAACTUAUZACION TAR/FARIA.

Articulo 133 Las empresas distribuidoras debcrin prescotar los cargos propuestos en los distintoscompooentes de Ia tarifa acompaiiados de Ia Infonnaci60 sustentadol'll, que contiene la segregacion delos COSIOS Uhlesp!J dientes Y los cilculos pertioeotes de acuerdo a Ia metodologia catabk:cida. LainformaciOnSlIlstrn tadOI1l deberi sa presentada par escrilo Yen soporte magneti.co 0 digi1al.

ANEXOB

I)I!:"~INICIONESASOCIADAS ALREGIMEN TARIFARIO DELSERVICIO PUBLICO DE DISTRlBUCI6N Y

COMERCIALIZACI6N DE ENERGM. ELECTRICA·

Abastedaaieuto: Adquisici6n en el mmcado ma)'Orista de la energia y potenciaelectrica requerida, puesta en DOdos de la Empresa Dislribuidora (incluye el scrvicio detransmision., pc2didas en transmisi6n y denuIs scrviciosdel men:ado mayorista).

AcdYId.d RepWa: IDcluye las activid8dca de Distribuci6n., Comcn:iaIizaci6n yAJwnbmdo PUblico.

~diYid.d No RepIada: Cualquier om activld:.d querealice Ia Empress. Distribuidomdistintaa la actividad regu1ada.

Abuobrado Publico: actividad de ilwninaci6n decalles y ave:nidas de usa publico.

CaraderizaciOn de .. Carp: Represcntaci6o. de Ia QIp. dcoll"vled, • un sistemaelCctrico en tCnninos de su dislribuci6n CD el tiaopo, y de los distint08 grupos deClientes que la determinan.

Cargo pol" Demands: Es el cargo aplicado a la demanda de filctwaci6n del CliCldc.

Cargos Tarifarios: Valores absolutos 0 unitarios repleseutatiVOS de la tari&, queaplicados al Clieotc, detcm1inan el manto a pagar a Ia Empresa Distribuidom por losservicios contIatados. Son los valores, que se establecen en el Pliego Tarifilrio.

CIPLP: Bsel CosIoIncrem.:ntal Promedio de Largo PIazo.Sedefine para cada nivel detensi6n de Distribuci60..

Clase de C1ieutes: Carla uno de los gropos en los que se clasifica a los Clientes para Iaaplicacion de las tarifiIscorrespondientes.

Clieule: Persona natural 0 juridica que se beneficia con Ia prestacion del serviciopubliCo de electricidad, bien como propietario del irunueble en donde este se presta, 0como receptor directo del servicio, y cuyas compms de electricidad estan sujetas atarifas reguladas.

Oieate fia": C1ientc 0 gran cliente que compra electricidad pan' su usa y no para lareventa.

Comeni.I"~ciO.. : Veota a cIieo.tes finales. Incluyc Ia medicioa, Iectwa. fiu:turaciooycobro de Ia enagia entregada.

147

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N° 25,497 Gaceta Oficial, martes 7 de marzo de 2006

Grall Cliente: Persona natural 0 juridica, con una demanda maxima superior por sitio ala que el ERSP establezca en las revisiones tarifarias, cuyas compras de electricidad sepueden realizar a precios aeordados libremente 0 acogerse a tarifas reguladas.

Horas de Punta: Corresponde a las horas entre las 9:00 y las 17:00 horas de Innes avicrnes,

Horas Fnera de Punta: Corresponde a las horas entre las 17:00 y las 9:00 horas delunes a viernes y la totalidad de los dias sabado, domingo y dias de fiesta nacional,

Ingreso Miximo Permitido: EI Ingreso Maximo Pennitido (IMP) por actividadesreguladas para las empresas distribuidoras en un periodo tarifario es la suma de losIngresos Maxirnos Permitidos por las actividades de Distribucion, Comercializacion yelAlumbrado Publico.

Ley: Ley 6 del 3 de febrero de 1997.

Pico de Demands: Es la maxima demands consumida en un periodo de tiempoestableeido. Puede rcferirse a la demanda maxima instantanea 0 a la demanda maximaprornedio sobre un periodo designado de tiempo.

Pliego Tarifario: Documeuto que contieue todas las tarifas vigentes, las condicionespara su aplicacion y las condiciones generales del suministro de cnergia electrica,

Potencia Maxima Individual: Es la potencia maxima de un determinado Cliente queresulta de su curva de carga,

Potcncia Simultauea de la Clase: Es la potencia que resulta de sumar todas las curvasde carga de los Clientes de la clase.

Poteucia Maxima de la Clase: Es el valor maximo de la potencia simultanea de laclase.

Potencia Coincidental de la Clase k (clase de Clientes) en el Nivel j (nivel detension): Es el valor de la potencia instantanea de la clase k en el momento coincidentecon la ocurrencia de la potencia maxima j.

Prestador de Scrvicios Publicus de Elcctricidad: La persona natural 0 juridica,publica 0 privada, de capital naeional 0 extranjero, que preste c1 servicio publico declectricidad,

Procedimientos Tarifarios: Son los procedimientos de calculo de tarifas definidos enel Regimen Tarifario del presente RDC.

Puuto de Intcrconexkin 0 de Couexlou: Es el punto donde un Cliente Final 0 Usuarioes conectado a la red de la Empresa Distribuidora y que delimita las propiedadeselcctricas entre el Cliente Final 0 Usuario y la Empresa Distribuidora,

Regimen Tarifario: Conjunto de reglas relativas a la determinacion de las tarifas quese cobran por la prestacion del servicio de e1ectricidad en aquellas aetividades sujetas aregulacion.

Servicio Publico de Comereializaclnn 0 Servicio de Comerclahzaclou: Es Iaactividad de venta de energia electrica a los Clientes Finales. Incluye la medici6n,lectura, facturacion y cobra de la energia entregada.

Scrvicio Publico de Distribuci6n 0 Servicio de Distribuci6n: Es la actividad detransporte de energia electrica y la transformacion de tension vinculada, desde el puntode cntrcga de cnergia por la red de transmision hasta el punto de suministro al cliente.

Tarifa: Preeio mediante el eual se traslada a los clientes los costos de la prestacion delservicio electrico de acuerdo a las f6rmulasy metcdolcgias aprobadas por el EnteRegulador

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