Resolución Nº 5.863 - Título IV del Reglamento de Distribución y Comercialización de Energía Eléctrica: Régimen Tarifario del Servicio Público de Distribución y Comercialización

Articulo I EI Regimen Tarifario del Servicio Publico de Distribucion y Comercializacion de Elcctricidad 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 que dctcrminan las tarifas sujctas a regulacion, En adelante se le llama Regimen Tarifario 0 simplemente Regimen.

Articulo 2 Las empresas prestadoras del servicio publico de Distribucion y Comercializaci6n de Electricidad deberan presentar, para aprobacion del ERSP, pliegos tarifarios de aplicaci6n a los clientes regulados y tarifas por uso de redes de distribucion, siguiendo las metodologias, formulas y val ores sei'ialados en este documento. Ar-ticulo 3 Las tarifas rcguladas de electricidad deben\n claborarse de acuerdo con los criterios establecidos 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 de jU1110 de 20 IO. Este periodo de vigencia se define como el Periodo Tarifario, SECCION IV. 1.2 : APLICACION

Articulo 5 Este Regimen es de aplicacion unicamente a: :. a) Todo concesionario de distribucion y comercializacion de energia electrica, b) Todo clientc quc utilicc las redes de distribuci6n para uso final, cs decir todo clicntc final en los tcrminos de la Ley 6 del 3 de febrero de 1997. c) Todo distribuidor que utilice las redcs de distribucion de otro distribuidor para transportar el producto clcctrico, " r / /':I , /

Articulo 6 Este regimen tarifario no se aplica a ningun generador, autogenerador 0 cogenerador directamcntc a un distribuidor para la entrega de su produccion, ya que dicho uso y metodologia para cstableccr los cargos par usa de redes es reglamentado par el Regimen Tarifario del Servicio Publico de Transmision vigcnte. SECCION IV.I.): EMPRESAS COMPARADORAS

Articulo 7 Las emprcsas comparadoras a las que se refiereel articulo 103 de la Ley. se scleccionan can cl fin de definir condiciones de eficiencia para las empresas de distribucion y Comcrcializacion 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 dichos costas 0 perdidas sabre una muestra representativa de empresas.

Articulo 9 Las variables de costos 0 perdidas, y sus respectivas eeuaeiones de eficiencia, son la base para cl· calculo de los ingrcsos maximos permitidos de las cmpresas reguladas, tanto para la actividad de Distribucion como para la de Comercializaci6n. Articulo lOla mucstra represcntativa de empresas que servinin como empresas comparadoras para cl pcriodo tarifario se definira porResolucion del ERSP que se emitira oportunarnente. N° 25,497 Gaceta Oficial, martes 7 de marzo de 2006 95 SECCJON IV. VI : ARt."'ASREPRESENTATIVAS DE DISTRIBUCION

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

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

Articulo 13 A los efeetos de fa aplicacion del presente Regimen Tarifario, de resultar mas de un area reprcscntativa, los corregimientos incluidos en la zona de concesion de cada empresa distribuidora 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 para cl periodo tarifario se dcfiniran mediante Resolucion del ERSP que se emitira oportunamcnte.

Articulo 15 El ERSP clasificara los corregimientos en las areas representativas definidas utilizando toda la informacion que disponga, y mediante las estimaciones que considere necesario de existir problemas con la misma, SECCION IV. IS : VARIABLES DE COSTQS Y ECUACJONES DE EFICIENCJA PARA LOS SERVICJOS 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) como Comcrcializacion (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 a travcs 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 de empresas comparadoras, mediante funciones exponenciales de la siguiente forma para cada area rcpresentativa U): 96 Gaceta Olicial, martes 7 de marzo de 2006 N° 25,497 (1) AD j = 3j * ct * DjPj j (2) AC j = b j * clj * D j6j (3) ADMj = Cj * C/,j * Djtj (4) OMj = d j * cjtU * Dj)J (5) COM j = ej * ct * j DjYj cn la que: • Cj es cl nurnero de clientes del Area Reprcsentativa "j", • OJ cs Ia carga maxima, a nivc1 punta de inyccci6n, correspondiente al Area Representative 'j". Sicmprc se debe eumplir que ~Oj = D, siendo D la demanda maxima 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 se prctende detcrrninar can respeeto a eada varieble explieativa. Cada variable de costa puede ser explicada par una a ambas de las variables explieativas, en funcion del comportamicnto de los datos en la muestra de variables explieativas. . Todos los costos dcberan ser convenientemente estandarizados a una moncda comun, previo a la determinacion de las ccuaciones de eficiencia. Si esta moneda cornun no es el Balboa, los resultados finales de costos dcbcran ser convertidos a Balboas utilizando el mismo procedimiento. EI proccdirnicnto de cstandarizacion debe, finalmente, adaptar los costas intemaeionales a la realidad de las cmprcsas de Panama.

Articulo 19 Las pcrdidas eficientes de cnergia se representaran a traves de un coeficiente de Pcrdidas de Energia (PD%j) para cada Area Representativa "j" 0 empresa. EI mismo se determinara a partir de una ccuacion de efieieneia estimada en base a las perdidas de las empresas comparadoras clasificadas 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 autogeneracionjproyectada para cl afio "t" eorrespondiente al Area Representativa "j". Se determinara sobre la base de la Energia Total Prevista para cI afio "t", segun un estudio de demanda que la distribuidora debera presentar a aprobacion del Ente Regulador a mas tardar el 30 de Oetubre del afio anterior al inieio del nuevo periodo tarifario y un factor de participacion para cada ARj que la distribuidora remitira al Ente Rcgulador en su pronostico de demanda para eada afio tarifario. EI mismo debera guardar relacion logica con cl grado de participacion resultante de la facturacion a elientes finales can datos completos del periodo tarifario anterior. Si asi no resultara, el Ente Regulador efectuara la distribuci6n can este ultimo critcrio, La Encrgia Total Prcvista debera incluir tanto a c1ientes rcgulados como a Grandes Clicntes (no rcgulados) y -debora guardar relacion y consistencia con el Informe Indicativa de Demanda aprobado por el Ente Regulador vigente al momento de la realizacion del calculo, El cstud.o de dcmanda aprobado par el Ente Regulador sera el que dcbera utilizar la distribuidora para su estudio 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 la ccuacion de efieiencia eorrespondiente, se clasificaran las empresas comparadoras en las ARs en fuaciou de que el valor de su indicador (INDIS) se encuentre entre los limites especifieados para las ARs y de que su valor porccntual de perdidas se eneuentre dentro de vaJores extremos aceptables definidos por cI ERSP. EI Porcentaje de las pcrdidas de energia de la empresa para el ado "t", respeeto de la energfa total ingrcsada, 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 establecidos mediante rcsolucion del Ente Regulador.

Articulo 20 Los parametres de las ecuaciones de eficiencia de cada area representativa seran cstablccidos 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 empresas distribuidoras en el Pcriodo Tarifario incluye los ingresos de Distribucion, Comercializacion y el Alumbrado 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 el Penodo Tarifario. IMPCO cs cI valor prcsente de los ingresos maximos permitidos por la actividad de Comercializaci6n en el Periodo Tarifario. ALUMPU cs cI valor presente de los ingresos rnaximos permitidos a la Empresa distribuidora por el servicio de alumbrado publico en el Periodo Tarifario.

Articulo 22 EI Entc Regulador rcvisara al final de cada periodo tarifario, cJ IMP aprobado coo rcspccto a los ingrcsos reales percibidos por la empresa distribuidora, a fin de determinar si las variacioncs sc cncucntran dentro de un margen razonable. En caso de que sc deteeten ingresos en exccso 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 Distribucion en 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 de dcscuento 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 de distribuci6n en cI Periodo Tarifario, utilizando como tasa de deseuento la tasa de rentabilidad regulada (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 de distribucion en cada aiio tarifario (t) del periodo tarifario (t = I,...,4). EI ingreso anual permitido para rccupcrar los costos del sistema de distribucion se calculara segun la siguiente formula: IPSO t = AOM t + OM t + (BCD t) • (OEP%) + (BCONt) • (RR), t = 1,... ,4 Dondc: ADM t cs cl valor cficicnte de los costos totales de administraci6n para el ail.o 1. OM t cs el valor cficientc de los costos totales de operacion y mantenimiento parael ailo t. BCD t 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 de distribucion, 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 del ultimo 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 del ERSP 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. • • ADM jt 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 variables explieati vas: y Cjt: Suma de clientes de los eorregimientos agrupados en el Area Representativa 0), en el afio (t) ylo , Dj l : Dcmanda total de los corregimientos agrupados en el Area Representativa '~", en el afio (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 la Ecuacion de Eficiencia correspondiente, con las variables explieativas: ).- Cj l : Suma de clientes de los corregimientos agrupados en el Area Representativa G>. en el ano (t) ylo " I - ,.. Djl: Demanda total de los corregimientos agrupados en el Area Representativa "f', en el afio (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 10 estipulado en la ley 6 de 1997 (Art. 103 YArt. 97). Esta base debe reconocer, en consonaneia con la Ley, solo los activos eficientes en operacion, no totalmente depreciados, a esa feeha. Para tal fin cl ERSP cvaluara los activos de la distribuidora bajo las siguientes premisas: (i) Que los activos se encuentren en operacion al momento de aplicacion del presente regimen, esten asentados en los libros de contabilidad del eoncesionario, de acuerdo con cI ultimo estado financicro auditado y no hayan sido totalmente depreciados al inieio del nuevo pcriodo tarifario, (ii) Que se encuentren especificamente asociadas a la prestacien del servieio de distribucion clectrica, (iii) Que las instalaeiones que esten en opecaci6n 0 entren en operacien antes del inicio del periodo tarifario, y aun no esten asentadas en libros, se consideren siernpre y cuando la tcrminacion de las obras se eneuentre debidamente certificada por una firma de auditorcs cxtcrna. Para obras que no esten en proccso de construccion pero que entraran en opcracion comercial antes del inieio del periodo tarifario, las empresas distribuidoras prcscntaran al Entc Regulador un dctalle de dichas obras con la debida sustentacion, las cuales scran analizadas y podran, justificadamente, ser aeeptadas 0 modificadas. HI Ente Rcgulador sc reserva el derecho de verificar posteriormente la entrada efectiva en scrvicio de las obras. (iv) Que los activos asentados en libros debidamente auditados al 31 de Dieiembre del ultimo afio completo del periodo [t-Z) (Ej. Para el periodo tarifacio 2006-2010 seria al31 de Dicicmbrc del 2001) considerados eficientes para la determinacion de BCDt~1 seran los que realrnente fueron rcconocidos como efieientes en los estudios tarifacios del periodo anterior. Los activos que hay an sido producto de aportes de terceros y donaciones reeibidas (incluyendo los activos transferidos por la Autoridad de la Region Intcroccanica) hasta la fecha de inicio de la conccsion seran considerados como parte de los acuvos propios de la distribuidora. Los activos en proceso de construccion contratados por cllllilE prcvie al 31 de octubre de 1998 y que constan en el contrato de conccsion de la distribuidora su obligacion de construirlos confonne 10 eontratado, sera considerados a su valor en libros. (v) Que los activos asentados en libros e incorporados durante el periodo tarifario anterior rcspeten eI principio de eficieneia tecnica y de costos. A tal fin el ERSP auditani los mismos, las justificaeiones de su incorporaci6n y sus costas unitarios a partir de una comparacion internacional. (vi) Que los activos que resultan de aportes de terceros y donaciones, hechascon posterioridad al 31 de Octubrc de 1998, sean identificados a fin de que no se apliquc sabre ellos tasa de rentabilidad. Solo para aquellos recibidos en tal caracter hasta el31 de Dicicmbre de 2005 se permitira recuperar depreciacion, si Ie corresponde a la cmprcsa 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 la Base de Capital pur ningun concepto, es decir no se aplicara sabre elIos tasa de rentabilidad ni se permitira reeuperar depreeiaciones par los mismos. Quedan excluidos los aportes rccmbolsables y no reembolsables abonados par la Tabla de Costas por Metro Lineal que seran considerados como aetivos de las empresas distribuidoras. (vii) Que su tratamiento eontable este de aeuerdo con los lineamientos que el ERSP instruyese 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 variables cxplicauvas: ;. Cjt:Suma de clientes de los corregimientos agrupados en el Area R.epresentativa (j), en el afio (t) y/o ;;.. Djt: Demanda total de los corregimientos agrupados en el Area Representativa OOj", en el afio (t) Djt sc obtcndra a partir de la composicion de: • La participacion de las distintas categorias de clientes en el COiJSDfIIO del conjunto de corregimientos agrupados ell el Area Rcpresentativa "/'. en el ano (t). • Curvas de carga tipicas de cada una de esas categorias de clientes, disponibles al momento del calculo dcl llvll', y aprobadas por cl ERSP. En caso dc no disponerse de curvas de carga tfpicas para CMIa categoria de clientes COD Ia aprobacion tccnica del ERSP. se debera tener en cuenta para el ci1culo de Djt las condiciones de mcdicion de la clase de clientes de la siguiente forma: , Para la clase de c1ientes que dispone de registros de dernanda de potencia, Ia demanda maxima de potencia se calculara a partir del consumo de energia, utilizando el factor de carga que resulte de la base de datos comercial. Se estimara un factor de simultaneidad de las cargas para ajustar la suma lineal de las demandas de potencia a un valor de pok:DCia maxima simultanca. .;. Para los clientes que no disponen de registros de demanda de potencia, la' doowvIa maxima 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 variables cxplicativas Cj,t.1 y/o Dj,._1 previstos para el Ultimo aDo tarifario del periodo anterior, utilizando la mejor 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 para cubrir las 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 de cmprcsas rcprescntativas como porccntaje sobre el volumen de energia ingresada al sistema de Ia empresa 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 de autogcncracion) proyeetada para el ano t. Se utilizara ellnforrne Indicativo de Demaoda aproa.do par el 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 sistema de transportc, pcrdidas del sistema de transporte y demas costos) en el men:ado mayorista, proyectada para 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 DE COMERCIALIZA CION

Articulo 26 IPCO es el valor presentc de losingresos anuales IPCO, pennitidos por la actividad de comcrcializacion en cada aiio larifario (t) del pcriodo tarifario, utilizando como tasa de descuento Ia tasa de rcntabilidad rcgulada (RR). EI ingrcso anual permitido para recuperar los costas de la actividad 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 de rnedicion, 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 de Ia 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 cada uno de los misrnos. No se aceptaran valores superiores a la tasa que resulte del ultimo estado financicro 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 del ERSP, de aeuerdo a 10 que establece el articulo 103 de la Ley. a) Calculo de COM, • COM. = SUMj (COMj , ) , siendo U) el Indice que define a las areas representativas sclcccionadas, y (t) el afio tarifario. • COMjt es el Costo de Comcrcializacion correspondientc al Area Representativa "j" durante el aiio ·;t". Se calcula a traves de la Ecuacion de Eficiencia correspondiente, can las variables cxplicativas: ~ Cjt: Suma de clientes de los corrcgimientos agrupados en el Area Representativa (j). en el afio (t) y/o . >- Djt: Demanda total de los corregimientos agrupados en el Area Representativa 'T'. en el ailo (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, de acuerdo a 10 cstipulado en la Icy 6 de 1997 (Art. 103 y Art. 97). Esta base debe reconocer, en consonancia con la Ley, s610 los activos eficientes en operacion, no totalmente depreciados, a esa fccha. 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 presente regimen, estell asentados en los Iibros de contabilidad del concesionario, de acuerdo con cI ultimo estado finaneiero auditado y no hayan sido totalmente depreciados al inieio del nuevo pcriodo tarifario. (ii) Que se encuentreo especfficameote asociados a la prestaei6n del servicio de comcrcializacion 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 inicio del periodo tarifario, y aim no esten asentadas en libros, se consideren siempre y cuando la tcrminacion de las obras se encuentre debidamente certificada por una firma de auditorcs cxtcrna. Para obras que no esten en proceso de construccion pero que entraran en operacion comercial antes del inicio del periodo tarifario, las empresas distribuidoras prcsentaran al Ente Regulador un detalle de dichas obras con la debida sustentacion, las cualcs scran analizadas y podran, justificadamente, ser aceptadas 0 modificadas. EI Ente Regulador se reserva el derecho de verificar posteriormente la entrada efectiva en servicio dc las obras. (iv) Que los activos asentados en libros debidamente auditados al 31 de Diciembre del ultimo ana completo del pcriodo (t-Z) (Ej, Para el periodo tarifario 2006-2010 seria al 31 de Diciembre del 200 I) considerados eficientes para la determinacion de BCOt_1 seran los que realmcnte fueron reconocidos como eficientes en los estudios tarifarios del periodo anterior. Los activos que hayan sido produeto de aportes de terceros y donaciones recibidas (inc1uyendo los activos transferidos par la Autoridad de la Region Intcroceanica) hasta la fccha de inicio de la concesion seran considerados como parte de los actives propios de la distribuidora, Los activos en proceso de construccion contratados por el IRHE previo al 31 de octubre de 1998 y que constan en el contrato de conccsion de la distribuidora su obligacion de construirlos conformc 10 contratado, sera considerados a su valor en libros. (v) Que los aetivos asentados en libros e incorporados durante cl periodo tarifario anterior respeten cl principio de eficicncia tccnica y de costos. A tal fin el ERSP auditara los mismos, las justificacioncs de su incorporacion y sus costos unitarios a partir de una comparacion intcrnacional. (vi) Que los activos que resultan de aportes de terceros y donaciones, hechas con posterioridad al 31 de Octubre de 1998, scan identificados a fin de que no se aplique sobrc cllos tasa de rentabilidad, Solo para aquellos recibidos en tal caracter hasta el 31 de Diciembre de 2005 se pcrmitira recuperar depreciacion, si le corresponde a la cmprcsa 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 la Base de Capital por ningun concepto, es decir no se aplicara sobre ellos tasa de rcntabilidad ni sc permitira recuperar depreciaciones por los mismos, Quedan exc1uidos los aportcs recmbolsables y no rcembolsablcs abonados por la Tabla de Costos por Metro Lineal que scrim considcrados como activos de las empresas distribuidoras. (vii) Que su tratamiento con table estc de acuerdo con los lineamientos que cl ERSP instruycsc 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 variables explicativas: );.0 Cjt: Suma de clientes 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 de corregimientos agrupados en el Area Representativa "j", en eI afto (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 del calculo del IMP, y aprobadas por el ERSP. En caso de no disponerse de curvas de carga tlpicas para carla eatcgoria de clicntes COIl la aprobacion tecnica del ERSP, se debera tener en cuenta para el calculo del Ojl las condiciones de mcdicion de la c1ase de clicntes de la siguientc forma: ., Para la close de clientes que dispone de registros de demanda de potencia, la demanda maxima de potencia se calculara a partir del consumo de energla, utilizando el factor de carga que resulte de la base de datos comercial. Se estimara un factor de simultaneidad de las cargas para ajustar la suma lineal de las demandas de potencia a un valor de potencia maxima simultanea, ;,. Para los clicntcs que no disponen de registros de demanda de potencia, "la demanda maxima 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 variables explicativas Cj .t.1 y/o Dj.,.1 previstos para el ultimo afio tarifario del periodo anterior, utilizando la mcjor informacion disponible a la fecha de su estimacion, SECC/ON tv.is : INGRESO MAXIMO PERM/TJDO POR LA. ACT/VIDAD DE ALUMBRADO PUBLICO

Articulo 27 ALUMPU cs ci valor prcscnte de los ingresos anuales ALUMPU, permitidos por el servicio de ulumbrado publico en cada ano tarifario (t) del periodo tarifario, utilizando como tasa de descucnto la tasa de rentabilidad rcgulada (RR). EI ingreso anual permitido para recuperar los costos permitidos 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 alio tarifario t, considerando el costo unitario promedio eficiente aprobado por el ERSP para el periodo tarifario y la cantidad de luminarias 0 puntos de iluminacion, sin incluir los costos de la energia consumida por cI servicio. ACTALUMt == valor de los actives fijos brutos en operacion del alumbrado publico en cada afto tarifario t. ACTNALUMI "';. valor de los activos fijos netos en operaci6n del alumbrado publico en cada afio tarifario 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 del ERSP, de acucrdo a 10 que establece el articulo 103 de la Ley.

Articulo 28 Para la determinacion de ACTALUMt Y ACTNALUMI 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 cumplimicnto de las normas de calidad del alumbrado publico y del crecimiento vegetative previsto para el proximo periodo tarifario, Estc plan de inversiones sera presentado por la distribuidora al ERSP con 18 debida justificacion, 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 de octubre de 1998, seran idcntificados a fin de que no se apliquc sobre ellos tasa de rentabilidad, Solo para aqucllos rccibidos en tal caracter basta el 31 de diciembre de 2005 se pennitini recuperar deprcciacion, si Ie corresponde a la empresa distribuidora reemplazar dichos activos por fin de su vida util 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, es deeir no sc aplicara sobrc ellos tasa de rentabilidad ni se permitira recuperar depreciaciones por los mismos. Qucdan cxcluidos los aportes reembolsables y no reembolsables que seran considerados como actives de las cmpresas distribuidoras.

Articulo 29 EI costa unitario promedio eficiente de operaci6n y mantenimiento y los costas unitarios 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 de costas del mercado. SECCION IV,1.4 : INFORMACION A SUMINISTRAR

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

Articulo 31 Si Ia distribuidora no suministrase esta informacion, el ERSP ejercera el derecho que Ie asistc 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 el periodo tarifario tcndra en cuenta las actividades realizadas por la empresa que no correspondan a las actividadcs rcguladas cn la Ley 6 de 1997.

Articulo 33 De existir tales actividades que utilicen los activos de distribucion y comercializacien para fines difcrcntcs a las actividades reguladas, se considerara como actives fijos del sistema de distribucion una proporcion de tales activos, equivalente a la relacion que existe entre los ingresos que se prcvca para las actividades reguladas asignadas en la Ley 6 de 1997 y los ingresos totales previstos en 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 de distnbucion y para el de comercializacion segun las expresiones antes vistas, deberan ser ajustadas por 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 yeomerciaIizaci6D en 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 periodo lIoual auditado a la fceha de c8Jculo del IMP.

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

Articulo 36 En cI caso de que 18 empresa distribuidon baya permitido el Ulllfiucto de instaJacloaes a rerceros mediante concesio les gratuitas, la distribuidora dcbeni someter anualmentc Una declaraci6n jurada infonnando de dicha conccsi6n 81 ERSP. EJ ERSP rcaJizarA una cstimacion del valor del scrvicio 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 un intermcdiario, se considcrara para los efectos del calculo tarifario las sumas efectivamente facturadas al intermcdiario por tales conceptos, como ingreso no regulado de 1a empresa distribuidora. N° 25,497 Gaceta Oficial, martes 7 de marzo de 2006 105 CAPITULO IVA: CRITERIOS GENERALES PARA ESTABLECER LA ESTRUCTURA TARIFARIA SECCION iV.4.J : LlNEAM/ENTOS GENERALES

Articulo 37 Las Emprcsas distribuidoras deberan presentar, para la aprobaci6n del ERSP, pliegos tarifarios 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 600 voltios (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 por dcmanda cxplicita para clicntes con una dernanda maxima menor 0- igual a 15 kW. Los c1ientes catcgorizados en tarifas sin mcdicion de demanda no pagaran ningun cargo fijo excepto el de comcrcializacion. h) Que rcprcscntcn opciones tarifarias, dentro de las cuales el cliente pucda optar respetando las siguicntcs restricciones: (i) La distribuidora no podra utilizar limitadores de corriente ni ningun otro mecanismo para ajustar los consumos de los clientes a una detenninada opcion tarifaria. (ii) Los clicntes pucden solicitar la opcion de medidores prepagos. Los consumos de cstos c1ientes seran facturados por la tarifa aprobada (basada en energia-kWh). La cmprcsa distribuidora que estc interesada en poner en practica el uso de rnedidores prepagos podra hacerlo previa aprobaci6n del ERSP de una reglamentacion para el usa dc estos medidores. Para establecer dicha reglamentacion la empresa distribuidora debera suministrar al ERSP previamente informacion relacionada a los siguientes aspectos, 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 las- estadisticas y para la determinaci6n de costos en los procedimientos de actualizacion tarifaria. (iiA) EI procedimiento para atender los subsidios que pudieran tener algunos clientes que soliciten el rnedidor prepago, tales como los subsidies por consumo baS1CO y jubilado 0 pensionado. (ii.S) EI procedimiento para el suministro de las tarjetas de eonsumopara el mcdidor prcpago. 106 Gaceta Oficial, martes 7 de marzo de 2006 (ii.6) Proceso de divulgaei6n del mecanismo de adquisicion y utilizacion de los medidores prepagos. (iii) Las distribuidoras pueden ofrecer y los clientes pueden optar por tarifas intcrrumpibles y de respaldo, sin discriminacion entre clientes. EI ERSP evaluara las propuestas y si correspondiese las aprobara, i) Que las clascs tarifarias (clases de c1ientes) correspondan con las aprobadas en las resoluciones del ERSP que aprobaran los pliegos tarifarios vigentes entre julio de 2002 y junio del 2006, pudiendo Ia distribuidora proponer nuevas tarifas dentro de cada nivel de tension, a partir de la idcntificacion de clases de clientes distintivas en funei6n del analisis de la 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 la ccnccsion; y (ii) Por motivos sociales, para cubrir el consumo basico u otros que se hayan promulgado a traves de leyes sobre la materia. La distribuidora debe disefiar y evidenciar el mecanismo que utilice para el tratamiento de los subsidios y para su cvidcncia en la factum a los clicntes,

Articulo 39 La propuesta de nuevas clases de clientes debe basarse solamente en resultados de los analisis de la caractcrizacion de earga. Los parametres que resulten del analisis de la caraeterizaci6n de carga y representen modalidades de con sumo no se ajustaran durante el periodo tarifario.

Articulo 40 EI ERSP rcquerira para la presentaei6n del Pliego Tarifario que las empresas distribuidoras dcmucstren fehacientemente que las c1ases de clientes propuestas tienen distintas caractcristicas de costos. La empresa distribuidora debera cvaluar la posibilidad de hacer mas de una tarifa para clicntcs en baja tension con dcmanda de manera que permitan homogenizar grupos de c1ientes scgun sus tamafios de demanda y/o sus factores de carga. EI Ente Regulador evaluara las propucstas de la cmprcsa distribuidora y en caso de no cstar de acuerdo, fijara pautas tendientcs a dcfinir los componcntcs de costos en los cargos tarifarios que podran ser energizados y los porccntajcs, incluyendo la posibilidad de subdivision de las tarifas.

Articulo 41 La existcncia de una clase de clientes debe implicar diferencias marcadas de la curva agrcgada del grupo con respecto a las otras clases de clientes dentro del mismo nivel de tension. Estas diferencias 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 hi carga.

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 costo por 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 107

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

Articulo 44 Las tarifas de eada clase de clientes podran cstar constituidas de varios cargos fijos y variables para distribuir los componentes de costas anteriores, sujeto al criterio de aprovechar aI maximo las caracteristicas de medici6n de los clientes, SECCION tv.cr : CRlTERIOS PARA EL DISENO DE LOS COMPONENTES DE COSTOS DE DISTRIBUc/ON

Articulo 45 EI componente de coste por Distribuci6n debe ser estrueturado a traves de componentes 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 operaci6n ncccsarios para concctar a cada clicnte individualrnente al sistema principal de distribuci6n. No incluycn 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 los activos 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 por nivel de tension. c) La evaluacion de la coincidencia externa e intema para I. asignaciOn. cada clase de elieete, ya que cl grado preciso en que cada clase de cliente compromete la capacidad del sistema principal de distribucion dcpende de la coincidencia del pica de demanda de la clase de cliente con relacion ala dcmanda maxima de Ia parte asociada (nivel de tension), y de la coincidencia del pico de un c1iente can 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 de distribucion en punta (CUSOP (B.lkWp - mes a afio» y otro en fuera de punta (CUSOFP (B./kWfp- mcs 0 afio». Para la detenninaci6n de estos componentes de costas, primeramente se requiere calcuJar el CIPLP par cada nivel de tension. Para tal fin se requiere a la distribuidora la realizacion de los siguientes cstudios: 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 a 20 anos para el nivcl de alta tension (115 kV y superiores), incluyendo proyeccion del balance de potencia. c) Requerimientos de inversion flsica a 10 aiios para los niveles de baja y media tension ya 20 aB08 para cI nivel de alta tension, incorporando las soluciones tecnologicas 6ptimas dcsde el punto de vista coste - beneficia y asegurando una confiabilidad acorde can los requcrimientos de calidad cstipulados. d) Estudio de costas unitarios y determinacion de los costos de operaci6n y maatenimiento y gestion del 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 CIPLP para 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 la demanda en el nivel de tension en el horizonte de tiempo estableeido. Para realizar los descuentos se debe 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 factores de coincidencias intcrnas y externas, y en punta y fuera de punta de la demanda maxima de la c1ase de clicntcs COli respee to a la agrcgada al nivel de los distintos niveles de tension en punta y fuera de punta. Una vez dcterminados los componentes por uso de cada clase de clientes, estos deben ser asignados a los 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 registro de dcmanda maxima, la distribuidora debe disefiar un mecanismo que pennita la asignacion de ambos componcntcs al cargo de demanda maxima. En este caso, los componentes CUSOP y CUSOFP podran ScI' cncrgizados parcial 0 totalmcnte a propuesta de la cmpresa distribuidora 0 por sugcrencia del ERSr. Los componcntes de costos por uso en horas de punta y fuera de punta seran asignados a los c1ientes que no dispongan de mcdicion de demanda de ningun tipo a partir de la curva promedio de la elase a ., . la que pcrtcncce. La distribuidora debera cstimar la demanda en horas de punta y fuera de punta como promedio por c1iente de los valores agregados de una clase, En este caso los eomponentes CUSOP y CUSOFP 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 por concxion para nuevos clicntes basandose en que estos deben reflejar adecuadamente los costas operativos incurridos por la distribuidora para realizar eada tipo de conexion donde el costo de conexiou 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 de cstos eostos pOl' tipo de servicio 0 tarifa.

Articulo 4M Ajustc de los componentes de costos por uso en funei6nde los requerimientos de ingrcsos La distribuidora dchc ascgurar la igualdad entre los ingresos proyeetados por la aplicacion de los componcntcs 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 red a partir de los cargos tarifarios resultantes de Ia asignacion de los componentes CUSOP y CUSOFP a las distintas catcgorias tarifarias propuestas, Debera proyeetar las ventas de potencia y energia en punta y fucra de punta para las eategorias tarifarias que pcnnitan la medicion de demanda en punta y fuera de punta, In demanda maxima y/o la energia en el easo de tarifas con medici6n de demanda maxima 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 de componcntcs 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 de ventas 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 distribuidora debe considerar en los ingresos proyeetados los que se proyecta reeuperar producto del uso de redes y como 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 debera ser 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-.: de clicutcs. SECCION I"-«.J : ClllTEnOS ,AlU. EL DlSEiiO DE LOS COIIl'ONENTES DE COSlOS I'tM PERDIDAS 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 a su 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 Y CPP: (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 teosi6a com:spoodicalc. pot d pn:cio de abaster p••, de mcrgia (iacIuymdo pCnIidas del sistema de 1dOIpodI:) eo el macado 1MyOi_ 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. de taJsiOo OOiicst-.......ir;rde, pur d pn:cio de .......i... imto de CIIaJPa (iocIuycodo pCnIidas 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 de tcosicin CD pGIlla scr.i d coe6cinde PPT% ..,......... at oivd de b:asi6n rorrcspondIeo.r poe d pn:cio de at..., ;micqto de Ia porma.;. (mcIuyaIdo s" 'M de Lransporte y dcmis COlitOS aa cllDClCMlu mayoriD). c) Aslgnar los componcua de oostos pol' pCnIidas a los ..... _i&iiuB ..... padidas de . . . .' • • cab:gOrias. (i) eo.. 'eipcc:Io aI CPEP Y CEPFP. csIiJs·o lie del sipianr modo: (il) Endc.mdc . . c:t.adcdjc:a. . aa_a+II:sdCllj; • I ... penoiIa d regisbo del o.·u.·· asignriOn se reaIiza dim '·'0* de aDP at puoIa Y fDa:n de ala (i.2) En e1 cam de . . da&c:s de d~ CD las a..a d ClIp., de mr.dici6B pennita solo d .....0 de COCIBia sin diiu honria, Ia dIsIribuidora debecIiIlI:I.- am ....,...isnu que pet Ia i6a de ambos a .....kJ*S a 1m c:.ao pOI" aII:I'Iia. I*tir de Ia euna prumcdio de Ia cIase a fa que palmi:c:c, oI.:rvaodosolln: Ia QIIft Ia l*ditip-jDp dd a . . . . . . m boas de pim y fiaa de dIas. (ii) Con rcspecIo at cpp. CSII; u •••• m _ , _ , .his ' *.-.10: (ii I) En d cam de . . d-=s de din*s at las CIMIa d Of , . . . . . d= 1!lD5ci6n paIIIliIa d . " ' 0 de elea da ....... COD 0 sin djwrrimjnw:jQn at)Jililfa Y fuca 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 demanda de ningun tipo esta asignaci6n se realizara a partir de la curva promedio de la c1asc a la que pertenece, observando su coincidencia, simultaneidad y factor dc 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 los componcntcs 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 la distribuidora recibiria aplicando dichos cargos tarifarios para el periodo tarifario. El IPPDR es cJ valor prcscntc utilizando la tasa de rentabilidad aprobada por el Ente Regulador en cumplimicnto dcl Art. 103 de la Ley de los montos anualcs PDRt. Para ealcular los PORt, la distribuidora cmplcara una proyecci6n de ventas de energia 0 dcmanda maxima a facturar de los 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 tipo de pcrdidas) en las formulas de los eomponentes de eostos, volver a asignar a estos ultimos a los 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 ios para garanuzar quc cl elicntc pucda disponer del servicio adecuado. Estos componentes de c . tos incluycn cl cquipamicnto de mcdicion. \ La cmprcsa distribuidora debe proponer como minimo tres eomponentes de costos eomerciales (un componcntc para rcconexion, un componente de costo de comercializacion fijo y otro variable) para cada clasc de clientc que exista en la estructura tarifaria, La distribuidora podra proponer componcntcs de costos diferenciados para distintas clases de clientes si eneuentra costos diferentes en la provision del servicio a cada clase. a) EI componcntc de costo cornercial fijo (CCOF (B. /cliente - rnesj) incluira los costos de medici6n del consume, impresi6n y rcmision de la factura. b) EI componcntc de costo comercial variable (CCOV (B. /kWh» incluira cl resto de los costos asignados a comcrcializacion, c) EI componcntc de costo para Reconexion (B. /reconexion) que la distribuidora proponga, tendra como maximo lin cargo dc reconexion para cada clase de cliente que haya definido en su estructura tarifaria. En ningun caso, los cargos de reconexi6n pueden superar el valor del cargo de conexion que Ie 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 los componcntcs 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 de clicntcs de cada nivcl de tension, como asi tambien, una proyeeci6n de clientes en eada clase de cliente. 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 los ingresos proyectados a partir de los eomponentes de costas por comercializacion y la proyecei6n de vcntas proyectada sea igual 0 menor al IPCO aprobado por el ERSP para los servicios de corncrcializacion. La tasa de descuento a utilizar es la tasa de rentabilidad (RR) aprobada por el ERSP. La variable a ajustar para lograr tal equivalencia es el componente de costa comercial variable de cada clasc de clicntc, cl cual debora scr mulriplicado por un factor (igual para cada clase) que asegure la igualdad rcqucrida. De cstc modo sc obticnen los componentes dc costos comerciaJes variables dcfinitivos. SECCJON 1V.4.5 : CRITERIOS PARA EL DISENO DE LOS COMPONENTES DE COSTOS POR ALUMLJRADO PU/JLlCO .

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

Articulo 55 La emprcsa distribuidora debera presentar a la consideracion del ERSP dos componcntcs 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 cociente entre cI ALUMPU Y el valor presente de las ventas de energia totales estimadas para el periodo tarifario de todos los c1ientes, cualquiera sea su condici6n. b) Un componcntc de costa por el consumo del alumbrado publico (CCAP): La distribuidora debera cstimar para cl primer semestre de entrada en vigencia del presente regimen los costas de abastccimiento asociados a/ alumbrado publico. Para esta estirnacion debe tcnerse en cuenta, la dcmanda de potcncia de cada tipo de /uminaria, la cantidad de luminarias de cada tipo y las horas de usa prorncdio del alumbrado publico. El ERSP, considerando que no hay mcdicion de la energia consurnida par cl alumbrado publico, cstablecera mediante cstadisticas de cad a tipo y tamafio de luminaria usada por las cmpresas distribuidoras, Ia poteneia y eI eonsumo mensual de cncrgia lipico, que sen" usado para calcu/ar eI conSUI11O global del alumbrado publico en la zona de concesion. Para la determinacion de este componente de costo, cl costa de abastecimiento correspondiente al alumbrado publico debe ser dividido entre las ventas totales estimadas para dicho semestre de todos los 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 DE ABASTECIMIENTO:

Articulo 56 La distribuidora debe proponer, como minima, cinco eomponentes de costos de abastccimicnto par clase de clientc, con costos estimados para el primer semestre de entrada en vigcncia 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: ...... N !~i t !, g IBl. Js S n •. Q a i! r t!l . 11·.em ! t1li[H;UlHifiH ~i If nnH n §lIif-~ ~~ He r ri:- .~ i: ~1H! i i ~ 1 ! : ;.;. i t i ii ii : ~ I .I~. ~ I ~ ~ I· i! I: I lit _II ti:Hl~1.J·l ;~ln 1~ tB:~ai! l!1I~ g n g... d· .. f: ri r'l l] Jar' i i t B: ~ » II a ~ I I n II:it i Ii f .1 II 8 t J t: ~ I ~ .! I N° 25,497 Gaceta Oficial, martes 7 de marzo de 2006 113 (iii.5) La cnergia en horas fuera de punta asociada a la generacion propia que haya sido compromctida para atender los clientes regulados de la distribuidora se rcconoce al costo promedio de la cncrgia para clientes que no se encuentran abastecidos por otros agcntes en las horas fuera de punta provenientes de contratos que se hayan celebrado mediante proeesos de libre eoncurrencia. (iv) EI componcnte de costo por energia en horas fuera de punta resulta del cociente de cstos costos y la energia ingresada a la red registrada en los nodos de eompra oentrega y/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.

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 de transportc 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 y cuando cstos cargos no superen el equivalente de aplicar la tarifa de uso de redes de distribucion para las tensiones equivalentes y hayan sido aprobados par el Ente Regulador. (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 Ia distribuidora del scmcstrc considcrado, Este componente de costo cs distinto para cada c1ase de clicnte. Para distribuir los costas del uso del sistema de transporte entre las distintas clases de clientes sc debe analizar la coincidcncia intcrna y cxtcrna de la dcmauda en horas de punta de cada clase can respecto a la demanda agrcgada 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 la distribuidora, para clicntcs que no sc encuentran abastccidos por otros agentes. EI CPST resulta del cocicntc entre los costas de pcrdidas en el sistema de transmision y energia ingresada a la red en los nodes 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 de clicntcs, 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 el cquipamicnto de medici6n permita el registro de demanda maxima y de energia, en punta y fuera de punta, csta asignacion sc realiza directamente, teniendo en cuenta los factores de coincidencia y las pcrdidas de palencia. Los componentes de generaci6n relacionados a la potencia podran ser cncrgizados 0 incorporados parcialmcntc al cargo par cncrgia a propuesta de la distribuidora 0 a sugcrcncia ~lcl ERSP. En cl caso de las clases de clientes que tengan una demanda menor 0 igual a 15 kW y/o cuya equipamiento de medici6n permita s610 el registro de demanda maxima y una unica medici6n de cncrgia, 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 el caso de las clascs de c1iente cuya medici6n no registre ningun tipo de demanda a partir del analisis de la 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 de las participacioncs del consumo de energia en horas de punta y fuera de punta de cada cliente como promcdio 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 este rcquicra para poder evaluar la propuesta de la Distribuidora.

Articulo 61 Como minimo debe aportar al momento de realizar su propuesta la siguiente informacion: 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 el dctallc 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 de alumbrado publico) dondc pucda analizarse los pasos de calculo necesarios para su determinacion, en soportc magnetico. Explicacion detallada de la metodologia empleada. EI modelo de calculo debe contener 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, en soporte 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 eomplementaria que Ie resultase necesaria para poder realizar los estudios previos a la aprobaci6n. Si la empresa distribuidora no suministrase esta informacion, el ERSP tiene el derecho que Ie asiste en funci6n del articulo 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 que presente, un conjunto de cargos tarifarios para cada categoria dcfinida, en los cuales sc hayan asignado 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, por cjemplo, cI cargo tarifario por perdidas, ya sean de potencia 0 energia, en una categoria con medicion simple de cnergia cstara cxpresada en B/./kWh.

Articulo 65 De estc modo, los componcntcs de costos se asignan a cargos tarifarios que son los que sc 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 Gaceta Oftclal,martes 7 de mano de 2006' 115

Articulo 66 Como minimo, se deben discriminar los siguientes cargos tarifarios: IDENTIFICACI6N (i UNIDAD DE APLICACI6N .. ClIlegorla Tarifaria y j .. COMPONENTES OEFINICI6N I3loque Hurario(sulo .plica DE COSTOS A MEOICI6N MEDIC16N en las cnlcgorlns con ASIGNAR MEDICl6N B1NOMlCA BINOMICA mccJicion binomicahuraria) MONOMlCA SIMPLE HORARIA CUSOP kWhy/o kWpy Curgo de Distribucion CDjJ kWh CUSOFP kWmax kWfp. Cargo pur Conexicn CXj CXC Por conexi6n Curgo por Rcconcxien CRXj CXRC Por reconexi6n Cargo porPcrdidas de CPEP kWhpy Energla en CPERDBij kWh kWh Distribucion CPEFP kWhfp Cargo porPerdidas de - Palencia en CPERDPi~ cpp kWh kWmax kWp Distribucion Cargo de CCOMFj CCOF Por c1iente Comercializacion Fija Cargo de Comercializacion CCOMVj CCOV kWh Variable Cargo porel Servicio lie Alumbradc Publico CSERAPj CSAP kWh Cargo porcl Consumo del Alumbrado CCONAPi CCAP kWh Publico Cargo porPotencia en kWhy/o kWhy/o Generacion CPOTGENiJ CPG kWh kWmax (-) kWp (-) Cargo par Enel];ia en CEGP kWhpy Genernei6n CENEGEN jJ kWh kWh CEGFP kWhfp Cargo Poteneia en Transmislon CPTjJ CUCOST kWh kWmax kWp Carg" l"lr IlcnJidas de epST Energia en Trunsmisiun CPETi kWh (-, EI CIIl\O pur PUIeneia en GCl1Craciun se idenliflClrIi como CPOTGEN 1J. En CIao que se ulilicCII Ius dos CII];OI, Clto Ill, cI ('urgu pur Potencia y CarllO pur Energia, cnlonces cstc ultimo Ie identif"*" como CPOTGENEij. 116 Gaceta Oficial, martes 7 de marzo de 2006 N° 25,497 CAI-I'I'ULO IV.S : APLICACI6N DE LAS TARIFAS SECCION IV.S.I: DISCRIMINACION DE LOS COMPONENTES DE LA TAR/FA

Articulo 67 EI plicgo tarifario que presente la distribuidora debe contener una estructura tal, que para cada tarifa sc identifiquen cada uno de los componentes de costas y cargos tarifarios definidos ell 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 los costos en que incurrc, par 10 tanto, debe procurarsc que las facturas de todos los c1icntes discriminen dctalladarncnte 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 empresa distribuidora y que hagan uso de la red de la distribuidora, 0 clasifiquen como otros distribuidores haciendo uso del sistema de distribucion, no pagaran los siguientes componentes de costas en su tarifa: a) Grandcs clicntcs sin medicion Sistema de Medici6n Cornercial (SMEC): No pagan los componcntcs 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 resto de los componentes de costos. . c) Distribuidores: No pagan los componentes de costo de Abastecimiento, los de Alumbrado Publico, ni los costos de comcrcializacion variable CC~Y. Pagan la mitad del componente de costa dcnominado CCOF y el resto de los componentes de costos. Cuando el uso de la red sea con caracter -/ de rcscrva (confiabilidad), cl clientc debera definir un valor de potencia, el cual estara vigentc por pcriodos auuulcs, En tal caso, en la facturaci6n mensual se tendra en cuenta la potencia realmcnte Icida, 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 se facturara 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 de los grandcs clicntcs que sc encuentren abastecidos par un agente diferente de la empresa distribuidora y que no cstcn concctados a la red de distribucion, debcran pagar c1 cornponente del cargo de alumbrado publico a la cmprcsa que le provee el suministro electrico, y esta a su vez 10 transferinl a la distribuidora que tiene la concesion del area donde esta ubicado el gran cliente con base en la tarifa vigcntc, 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 sistema intcrconcctado, sc convicrtc en un consumidor a sea en un cliente final, por 10 que tendra que pagar por cl lisa de rcdcs de distribucion de acuerdo a su condicion de medicion, segun sc indica en este numeral. Cuando un autogcncrador a cogenerador vende 0 entrega potencia ylo energia se aplica 10 indicado 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 utiliee para la cntrcga de su producci6n como autogenerador 0 cogenerador en un mismo periodo, se Ie calcularan los cargos correspondientes a ambos regimenes (el de distribucion y el de transmisi6n) y se Ie facturara solo el mayor de elias.

Articulo 73 La cmpresa distribuidora presentara en los pliegos tarifarios, las tarifas para clientes y las de uso de redes de distribuci6n (peajc) para cada nivel de tensi6n sabre 1a base de los criterios arriba indicados. N° 25,497 Gaceta Oficial, martes 7 de marzo de 2006 117 SECCION IV. 53 : OPc/ONES TAR/FARIAS

Articulo 74 Las empresas distribuidoras podran ofrecer opciones tarifarias a sus clientes, con las limitacioncs irnpucstas por cl nivcl de tension y otras que pucde proponer Ia distribuidora de ser aprobadas por el ERSP. La cmpresa distribuidora estara obligada a aceptar la opci6n que los c1ientes elijan.

Articulo 75 Las cmpresas distribuidoras definiran las cendiciones de medici6n de acuerdo a las limitacioncs de aplicacion contcnidas en las tarifas. La distribuidora no podra apliear unilateralmcnte cambios 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 necesarias para cornprobar que las caractcristicas reales de consumo del cliente son consistentes con la tarifa por cl sclcccionada, Si este no fuese el caso, la distribuidora tiene la obligacion de notificarselo con un Illes de anucipacion a su aplicaci6n e indicarle las opciones que tiene, incluyendo Ia tarifa que se Ie aplicuria si no hubicra una eleccion por parte del c1iente, ademas del cargo por conexion corrcspondientc. b) La cmprcsa distribuidora debera probar fehacientemente que el cliente se encuentra en condiciones dc rcclasificacion tarifaria. Para tal objetivo debera monitorear el consumo mensual del clicntc CIl Ull pcriodo de docc (12) moses, y dcmostrar que en los ultimos doce meses en mas de cualro oportunidadcs consccutivas a esporadicas en esc periodo de tiernpo, el cliente cvidencio ·un consume caractcristico de otra tarifa. Cuando se cumpla esta condicion, 10 cual podra ocurrir antes de cumplido cI afio, la cmpresa distribuidora 10 carnbiara a la tarifa que eorresponda. En ningun caso la crnprcsa distribuidora podrs solieitar que se pague retroaetivamente las diferencias en facturacion que hubicscu cxistido entre las opcioncs tarifarias.

Articulo 76 En ocasion de la solicitud de un suministro temporal la ernpresa distribuidora debe hacer 10 siguicnte: a) Dcbcru prcscntar a la aprobacion del ERSP, cuando presente los Pliegos tarifarios, un proccdimicnto sobrc como sc cstablcceran las conexiones temporales y como se estableccra el pago que bar;'. cl clicntc, para el caso de clientes que solicitan conexion en areas autorizadas para su uso en cases cspccialcs como por ejemplo ferias, camavales 0 fiestas municipales, donde la conexion sera por pocos dias y sc haec mas costosa la instalacion de una rnedicion que el propio consume que va a tener cl clicntc. Este proccdimicnto debora ser de conocimiento publico. b) Cuando el clicntc solicite cl servicio temporal la empresa distribuidora hara una evaluacion tccnica para dctcrminar si hay capacidad de linea, transformacion, horario en que se utilizara el scrvicio (horario de pico, fuera de pico), etc. Una vez eomprobada la factibilidad tecnica se celebra un contrato de suministro donde se estipulan los costas que signifique la conexion provisoria: bajada de linea, 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 medidores prepagos podra hacerlo previa aprobacion del ERSP de una reglamentaei6n para el uso de cstos rncdidorcs. Para cstablcccr dicha rcglamentacion la empresa distribuidora debora suministrar al ERSP prcviamcntc 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 la determinacion de costos en las actualizacioncs tarifanas. d) EI proccdimicnto para atender los subsidios que pudieran tener algunos clientes que soliciten el medidor 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, martes 7 de mano de 2006 N° 25,497 La cmprcsa distribuidora podra presentar como una opcion a los clientes la utilizacion de rnedidores prcpagos. En coso de que la presentc debora establecer previamente a su aplicacion los requisitos y/o condiciones para que un cliente pueda ejercer dieha opcion, La opcion de mcdidorcs prepagos podra establecerse para clientes que se encuentren clasificados en tarifas dondc no se lcs cxija equipamiento de medici6n con registro de demanda, La tarifa corrcspondicntc al consumo prepagado no debera ser discriminatoria dentro de la categoria y debera ser aprobada por cl ERSP, prcviamente a su aplicaci6n. Esta tarifa debera consistir en un cargo monomico (en kWh).

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

Articulo 79 Si el clicnte decide cambiar su opcion tarifaria mas de dos veces en doce (12) meses dcspucs de haber hecho su clcccion, sc aplicara un rccargo de cincuenta por ciento (50 %) sobre el valor de I.. concxion corrcspondicntc a la opcion que haya escogido, como compensaci6n por los custos de la uunsucciou. Articulo XO En los casos de cambios de tarifa que no coincidan Con el ciclo de facturaci6n y, por 10 tanto, 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 el numcro de dias calcudario del cielo de facturacion y se Ie aplicara al con sumo asi calculado las difcrcntcs 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 maxima y/o In demanda maxima en periodo de punta a faeturar, se considerara como correspondiente al mes dc 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 y aprobado en los plicgos tarifarios.

Articulo 82 Facturacion de Encrgia: Cuando a un cliente se Ie aplica una tarifa con cargos por cncrgia se aplicara multiplieando cl consumo medido del clientc en kilovatios - hora par su precio unitario. 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, la distribuidora 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 que cstaran contcmpladas en el Reglamcnto, . Articulo X3 Facturacion de Demanda: De acuerdo al Regimen Tarifario se podran establecer tarifas con 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 fuera dc 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 demandas intcgradas 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 de tiempo).

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

Articulo 86 En el caso de que un c1iente abra una cuenta nueva se facturara ta demanda maxima desde 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 un pcriodo intcrmcdio de un mcs, sc facturara la demanda maxima en proporcion a los dias transcurridos dcsdc 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 un clicntc y cuya gcncracion en casos de perdidas del surninistro normal de elcctricidad, es registrada por los mcdidorcs de los clicntcs finales de; la empresa distribuidora, cI responsable de la planta de emcrgcncia, podra solicitar a su costa la instalacion de un medidor que registre la energia entregada a dichos clicntcs finales. La emprcsa distribuidora Icera mensualmente este medidor, junto con la lectura de los medidores de los clicutes finales vinculados al mismo. Si como resultado de tal lectura se desprende que la planta de crncrgcncia ha opcrado para abastecer a los clientes finales, se generara un saldo a favor del rcsponsablc 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 de facturacion, La demanda registrada por los medidores de los clientes finales ser:in considerados siempre como suministrados 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 adquiriendo de las lincas de la Distribuidora, cnergia clcctrica en forma fraudulenta, de acuerdo a la Ley 6 de 3 de Icbrcro de ·1997. la Distribuidora cobrara al c1icnte cl monto que rcsulte de acucrdo a 10 estipulado en cI Regimen de Suministro. SECCION IV.S.6 : DEPOSITOS EN GARANT/A, CARGOS DE CONEXION, CARGOS POR RECONEXION, 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 el Regimen de Suministro,

Articulo 90 Sc aplicara un reeargo POf bajo factor de potcncia, para 10 cual se debe considcrar 10 siguicntc: a) Los clicntes finales coneetados a las cedes de distribucion, deberan mantener eo sus puntos de intcrconcxion con cl fin de rnininuzar el transporte de potencia reactiva por dichas redes un factor de potencia mayor a igual a 0.90 (-) en atraso, b) EI factor de potencia promedio mensual se calculara segim los consumes de kVArh Y kWh del pcriodo 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 cliente final debe tenor una mcdicion que resulte en un bajo factor de potencia par un periodo consecutivo de trcs (3) mcscs, d) Antes de aplicar una penalizaci6n por bajo factor de potencia, la empresa distribuidora dehe'd notificar mediante nota a los c1ientes finales que esten en esta condicion para que tengan la oportunidad de corrcgirlo, Esta pcnalizacion solo podra facturarse a los clientcs finales si se ha cumpJido 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, a partir de la facturacion de esc mes. Este recargo por bajo factor de potencia no podra cobrarse rctroactivarncntc y el mismo solo se aplicara a aquellos clientes finales que tengan una tarifa que incluya un cargo por dcmanda. e) A aquellos c1ientes finales que tcngan un factor de poteneia fuera de los limites, se Ie aplicara un recargo correspondicnte a un 2% por cada 0.01 en que dicho factor de potencia baje de 0.90 (-) en atraso. Estc rccargo sc aplica solamente al componente de la facturacion correspondiente al consumo de cncrgia en kWh corrcspondientcs a cornercializacion y distribucion y no se aplica a ningun otro compoucntc de los cargos de la factura del cliente final. CAPITULO 1\'.6: ACTUALIZACION DENTRO DEL PERioDO TARIFARIO SECCU)N 1V.6.J; LINEAMIENTOS GENERALES , .

Articulo 91 Los cargos tarifarios aprobados y que estcn vigentes en el periodo tarifario que va dell de 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 eI 30 de junio de 2006 al proximo periodo tarifario, el cronograma del proceso de actualizacion scmcstral, rcqucrimicntos y formularios de presentacion de informacion para las actualizaciones scmcstralcs, tasas de intcrcs a aplicar, mctodologia de rcparticion entre los grupos de clientes abastccidos por la distribuidora y los abastccidos por otros agentes del mercado, ajustes posteriores a la informacion suministrada como faeturada 0 mcdida y la presentacion de informacion corrcspondicutc a la actualizacion tarifaria.

Articulo 93 Los cargos tarifarios aprobados se ajustaran de acuerdo con las siguientcs formulas de ajuste y dcfinicioncs generales: a) Para cfcctos de identificar los periodos semcstralcs en las formulas de ajuste tarifario y en la informacion 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 de comcrcializacion que no sc ajustan por IPe. XUS: valor adimensional entre 0 y I aprobado por el ERSP que representa la porcion de costos asociada 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 costos asociada 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 definieiones de 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 DE COMERCIALIZACION Gaceta Oficial, martes 7 de marzo de 2006 121

Articulo 94 Los cargos tarifarios de comercializacion (CCOMFi y CCOMV,) en cada categoria tarifaria (i) se ajustaran por las siguientes expresiones: a) Cargo de 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 at Ultimo 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 para la categoria i. SECCION 1V.6.1: MFTODOLOGIA DE AJUSTE DE LOS CARG()S TAIlIFAItIOS DE 1t.BD1!S , . DISTRIBUCION

Articulo 95 Los cargos tarifarios de redes de distribuci6n se ajustaran de acuerdo a los siguientes principios: a) AjUSlc de los cargos tarifarios de distribuci6n: Los cargos tarifarios de rcdes de distribucion (CDij) se ajustanin por la siguiente expresi6n: p,I,J CD "." =CD p~ IPCp_z]} .."J x {XUS+ [(l-XUS)x-- fPC p~l CD,,;,;: Cargo tarifario de redes de distribuci6n del semestn: p . . . la categoria i y para el bloque horario 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 bloquc horario 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 = ex. p'; p-1'; x { XUS[ IPC",zJJ + (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 para la 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 PaR ALUMBRADO 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 una dcnominacion BASE, siempre corrcsponde con los costos de generacion de energia en horas fuera de punta cstimados pant c1 semestre p. EI segundo termino, con una denominacion Correcc, corresponde a la corrcccion quc habria que introducir en el cargo, por las diferencias entre los costos reales y los ingrcsos reales (producidos por los cargos Base y las ventas reales) en el semestre p-2. Este cargo podra calcularse mediante las siguientes expresiones: CCONAP p.i = CCONAP :~ + CCONAP pc:;r- CCO'Af" p BASI;; CCO'N. ..n BASE GFPM pa.-wrE J nn ,.. "'" A r p-I.; x ( GFP p-I a.-BASE . ( GFPM' CIl-e--- ) CCONAP ~. = CCONAP BASf; x p", p-I,I l p GFP CR-BASE p-I CCONAPI'J.: Cargo tarifario por con sumo dc alumbrado publico en el semestre p para la categoria i. 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·: p./ Correccion para eubrir los apartamientos que se produjeron en las horas Fuera de Punta entre los costos de generacion reales y los ingresos rea1es (producidos por los cargos Base y las ventas 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/DAS ESTANDAR EN DISTRIBUCION Gaceta 0ficia1, martes 7 de muzo de 2006 123

Articulo 9H Para cfcctuar cI calculo de actualizacion de los correspondientes cargos, tanto de perdidas de cncrgia de distribucion como de potencia, se tendnln en cuenta dos termmos, E1primero de ellos, con una dcnominacion Base, corresponde con los costos de abastccimicnto estimados para el semcstrc p y sus actualizaciones. EI segundo tCnnino, con una denominacion Correcc, correspoade a la correccion que habria que introducir en estos cargos, por las diferencias entre los costos reaJes de abastccimiento y los ingresos reales (producidos por los cargos Base y las ventas reales) en el scmcstre 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 en distribucion que reprcsentan la variacion pura del cargo (BASE) y las corrcccioncs, senin ajustados cada scis (6) mcses mediante las expresiones que se detallan seguidamente y utilizando los indices GMf~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". ,,J =CPERDE"":"'" p,J +CPERDE~ 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 Ja categoria 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 ventas reales), ambos en el scmestrc p-Z, para categoria tarifaria i. - (ii) Fuera de Punta: CPERDE~ ~ = CPERDE~ H + CPERDE"':~ U CPERDEFMLfSE fl'- .1IASE x (GM1FPM~-~ = CPERDEp-I,J . .) p.' 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: p.I Cargo Base por perdidas estcindar de energia de la eategoria i en los bloques 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 de 1''' Punta entre los costos de abastecimientoreales y los' ingresos reales (prcducidos por los cargos Base y las vcntas rcalcs), ambos en el semestre p-Z, para cada categoria tarifaria i, II) Para his CIIIq:orias 'file IItI POSeIUf medicwn con diseriminacion hom';" CPERDEB~SI;; CPERDE,..,=" 1',/ + CPERDEc~ 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), ambos en 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 punta para la catcgoria tarifaria i. Este valor se fijara, para cada catcgoria tarifaria que no dispoop de mcdici6n con registro de consumo discrirninado por bloques horarios, al momento de aprobane los plicgos tarifarios y sc mantcndni constante durante todo cl periodo. GMTPM(ll~&fS£ GMTPMa--e- GMIFPMPCR - BASE GMTFPMa~ a-.... GMTP,...t y p. p ' 7 p. 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;-: CPERDPp- ; - ' = CPERDP~ . (GMTPM a x -..../ GMTP;:'-&fSE ' ) / CPERDP,,; e.-.. . &ISE = CPERDPp_I,i x (GMFPM~--e-- / / 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 de scmcstrcs 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 cl scmcstrc p-2, para catcgoria tarifaria i. SECCION 1V.6.6 : METODOLOGIA DE AJUSTE DE LOS COMPONENTES DE COSTO POR ABASTECIMIENTO

Articulo 10I Para determinar los ingresos estimados 0 reales se aplicaran los cargos tarifarios por las ventas ya sea de dcmanda maxima, demanda en pun ta, ventas de energia totales 0 ventas de cncrgia 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 deficit de acucrdo a las formulas de aj ustc 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" es mcnor al valor pcrrnitido a rccuperar, y un deficit, wando el valor "real" es mayor que el valor pcrrnitido a recuperar.

Articulo 104 Para la determinacion d~ las ventas totales semestrales de energia incluyendo el alumbrado publico, sc consideraran las ventas efcetuadas para todo cl scmcstrc corrcspondicntes a cad a categoria tarifaria mas una cstimacion del consume real del alurnbrado publico. Para dicha cstimacion sc tcndra en euenta el eonSUlTIO neto mensual de energia pOI' cada tipo de luminaria y se cfcctuara la suma para todos los mcscs del scmcstrc considerado. EI consumo neto mensual de eada tipo de luminaria sc dctcrminara mediante cl corrcspondicnte consumo promcdio previsto para cl mcs multiplicado porIa cantidad estimada de lurninarias de cada tipo, que realmcntc se cncuentran en opcraciou ell dicho meso Para dcfinir la cantidad ncta de lununarias en opcracion pOI' mes y tipo se considcraran las cxistentes al inicio del mismo mas las instaladas menos las retiradas en el periodo. La cantidad asi rcsultantc se disminuira en un porccntajc igual al que rcsultc en concepto de luminarias apagadas a partir del informc scmestral elaborado porIa distribuidora y aprobado por el ERSP, segun rcqucrimicnto de las normas de calidad de alumbrado publico, En caso de existir discrepancias entre 10 iuformado par la distribuidora y las inspccciones del EI{SP, se adoptara cl porcentaje determinado por 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 dos conccptos mcncionados antcriormcnte. El primero de elias; eon una denominacion BASE, siempre correspondc con los costos de transmision estimados para el semestre p. EI segundo termino, con una dcnominacion Correcc, corresponde a la corrcccion que habria que introdueir en el cargo, por las difcrcncias entre los costos reales y los ingresos reales (producidos pur los cargos Base y las ventas reales) en el scmcstrc p-Z, EI cargo tarifario de transmisi6n a aplicar durante el semestre p se calculara como: BASE + CPT c~ecc CPT p.1 = CPT 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 N' 25,497 : CPT,'!::·\t 6 CPTE:.~~t· Cargo Base de transmisi6n del semestre p, para eada catcgoria tarifaria i, 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), ambos refereneiados al semestrc p-2. Nota: Los cargos CPT; 6 CPTEi seran aplicados respectivamente en kW a en kWh dependiendo de la catcgoria tarifaria y su actualizacion se efectuara con el mismo factor de ajuste. EI primcro de los conceptos planteados se calculara mediante lasiguiente expresion: CPTp,i BASE 'USE (TM~-BASE ::: crrt; X -T-C!:..R--B-ASIi-"- J 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 la tarifa 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 costo monomico de transmision (Monomico_Tp ) , que resulta de dividir el costo de transrnision entre la cncrgia transmitida (kWh) a la red de la distribuidora, por los kWh vendidos mas cl consumo de alumbrado publico (VE,,), asi: TM ;..-aw: = VE,. x ( Monomico _ T,. ) Dado que clsemeslrc p cs futuro, todos los costas asociados -a la transmision son valores pronosticados puros (BASE), sin correccion alguna por diferencia de semestres pasados. Los costas de 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, siemprey euando cstos cargos no superen el equivalente de aplicar la tarifa de uso de redes de distribucion para las tensiones equivalentes y hayan sido aprobados por el Ente Rcgulador. (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 semestre p. Estos corrcspondcn a los ingresos estimados que resultan de aplicar los cargos Base por transmision para cada clase de cliente i, que contienen las tarifas del semestre p-I ala proyeccion de vcntas de poteneia y cnerg.a de c1ientes por categoria tarifaria del sernestre p. Esta proyecei6n debe reflcjar la cstructura de mcreado por categoria tarifaria que en promedio se haya dado durante los ultimos doce (12) mcses, En el evento que la distribuidora proyecte algun cambio importante en dicha cstructura de mcrcado debera presentar la debida sustentacion, Este valor se calculara a partir de la siguicntc cxprcsion: (!. -/lASE: == [SUM (CPTE Tp j :~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: . CPTc<Jrf«C (I,i 8ASE (TMCR-C-.:r: _ CPT,,-1,; - P x -T-C'--R--S-A-:-SIi,.,.-·- J p-I TM~,'/I"'(,'''''''':'': Valor de los apartamicntos actualizado can la tasa de deseuento "r" Este valor resultara de la siguicntc cxprcsion: TM I' Clt.-C"''''''C = (TR P_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), ambos rcfcrcnciados 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 prestamos bancarios 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 y categoria tarifaria i, CTRp. } : Casto permitido real de transrnision calculado en base a los costos reales de transmision en el semestre 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 costo ponderado monomico resulta de la division de los costos reales totales de transmision entre la suma de 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 _ T p _ 2 ) VR,._}: Vcnta real de encrgia durante el scmestre p-2. ~ la suma de las ventas de cnergfa durante cl scmcstre 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 una dcnominacion BASE, siempre corresponde con los costos de las perdidas de energia en transmision cstimados para el semestrc p. EI segundo termino, con una denominacion Correcc, corresponde a la corrccciou que habria que introducir en el cargo, por las diferencias entre los costas reales y los ingrcsos 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 categoria tarilaria i, tcnicndo en cucnta tanto la variacion de costos respecto de los ingresos previstos, asl como tambicn la compcnsacion de desviaciones que pudieran haberse producido en el semestre p-2,se calculara como: 128 Gaceta Oficial, martes 7 de marzo de 2006 N° 25,49' CPET Pd. == CPET PdBASE + CPET PdC~m"c CPET,o., : Cargo tarifario por pcrdidas de trlmsmisi6n para cada categoria tarifaria i para el semestre p. Estc cargo est a asoeiado 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), ambos rcfcrcnciados al scmcstrc p-Z, para cada catcgoria tarifaria i. EI primcro de los conccptos planteados, se calculara mediante la siguiente expresion: rBASE _ CPE p.i BASE ~ CPETp_1,i X (P 'T''M CII- IJAS£ ) ~'p PTCII-BASE p-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 permitido en 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 de pcrdidas 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.la division de los costos totalcs de perdidas en transmisi6n entre la suma de la energia pronosticada a transmiur (kWh) a In red dc la distribuidora refereneiada a los clientes que no se encuentran abastccidos 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} valores pronosticados 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 cncuentran abastccidos 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 las tari fus del scmcstrc p-I a la proyeeei6n de ventas de los elientes que no se eneuentran abastecidos por otro agcntc, por catcgoria tarifaria, del semestre p. Esta proyecci6n debe reflejar la estructura de mcrcado 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 mercado dcbcra prcscntar la dcbida sustentacion. Este valor se calculara a partir de la siguicnte expresion: prell-BAsE p-l =' [SUM ,.(CPET p-I.I BASE x VE .}11 P.' ~ Al igual que en el apartado anterior, al realizar los calculos para el semestre p, se determinara adicionalmcnte 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 P CIf-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 las vcntas 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 de pcrdidas de transmision en cl semcstre p-Z, EI costa permitido real de perdidas de transmisi6n es cl rcsultado 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 entre la suma de Ia energia real transmitida (kWh) a Ia red de la distribuidora, El calculo de este costa resulta 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 cucnta tambicn los dos conccptos mencionados en apartados anteriores. EI primero de elias, con una dcnominacion BASE, siemprc corrcsponde can los costas de generacion en horas de punta estimados para cl scmcstrc p. EI segundo tcrnuno, con una denorninacion Correcc, corresponde a la correccion que 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 teniendo ell cucnta ambos tcrminos sc calculara como: CPOTGEN ;.i = CPOTGEN :.~JlASE + CPOTGEN tr: CPOTGEN" 6 CPOTGENE'"J : Cargo tarifario por potencia de generaci6n calculado en horas de 1'.1 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 CPOTGEN Pj 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 la catcgoria can mcdicion binomica se tienen dos cargos par potencia, uno en kW identificado como P CPOTGENI'j y otro en kWh identificado como CPOTGENE j en cuyo easo ambos se aetualizanin con cl 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 ventas reales), ambos ell cl semestre p-2, para cada categoria tarifaria i y referenciados a los clientes que no se cncucntran abastccidos por otro agente. EI primero de los coneeptos planteados, se ?alculara mediante la siguiente expresi6n: \ 130 Gaceta Oficial, martes 7 de marzo de 2006 N° 25,497 CPOTGEN P-:IJASE = CPOTGEN P-BASE x GPM CR-BASE .p J 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£ : VaIor perrmti . id0 a recuperar en Ia tanta de Ios c I'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 total pondcrado rnonomico dc generacion en horas de Punta (Mon6mico - GpP) por los kWh vendidos en horus de Punta (cxcluycndo cl consume real de alumbrado publico), ambos valores cstimados para cl scmcstrc p, EI costo ponderado rnonomico resulta de Ia division de los costos de generacion pronosticados ell Punta entre la suma de Ia cnergia comprada (kWh) por Ia distribuidora ingresada a su 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. El calculo 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 correccion alguna 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 el precio promcdio ponderado monomico del costa de generacion en horas de punta para atender a c1icntes que no sc cncuentren abastecidos por otro agente. Este costo resulta de: (i) Costos dc compra de potencia de eontratos iniciales: costos correspondientcs a Ia potcncia Iirrnc contratada por el precio de Ia potcncia cstablccido en los contratos. (ii) Costo de compra de potcncia finnc contratada mediante cI mccanismo de librc concurrencia establecido par el ERSP: costos correspondientes a Ia potencia firme contratada por cl precio de la potencia establecida en los contratos. (iii) Costos 0 ingresos por compensaciones de potencia: costos 0 ingresos por las compcnsaciones de potencia que se pueden dar diariamente en Ia hora de maxima gcncracion, donde el precio 10 determina el precio de Ia ultima oferta aceptada, siempre que sea menor que el precio fijado mediante Resolucion del ERSP. En caso contrario, el precio 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 concepto debora 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 distribucion dc energia asociada a cada contrato y el precio de Ia energia definido en los respectivos contratos Cll horas de punta. (v) Costos par compra de energfa en horas de punta asociada a los contratos celebrados mediante el mecanismo establecido por el ERSP: Costo por la cnergia com prada al precio 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 en horas de punta: el costo por la eompra de energia en el mercado ocasional se detennina Gaceta 0IiciaI, ....us 7 de marzo de 2006 131 aplicando a Ia coagia l;OIIlJIPda bonuiamcrue CD este mm.:ado d aJIIIO . . . . . 1Ianrio que rcsulta del despicho eoory'jmioo real. Eo d CD) que Ja CIIJIIft'Sl n:subIa 'W n lin-In en cste mcn;a40 y obteup QIl io,pao pol" am .......,...,... cIebtri resmdo dd aJIIIO a trasIlIdar a tariW. (vii) Costas por SCJVttlos auxiliara: los cosIos .cPJC. teDp que ..... Ja ~ eo coocqJlO de scrvicios aW1iarcs. segim sea cstabkrido .... d CND. Eo d ClIO que Ia empn::sa n::sukc:: reeibicndo un iograo .... Qlalquiaa de all: ..... q •• dchai .rcsIado del costo a hasJadar a tarifils. . (viii) SobrecosloS par- gc:ncr:aciOn obIigada: los cosIos que cl CND Ie haya . . . . . . en concepto de generaci6n obligada: (ix) La polencia Y c:nagia eo de pIUJIia que baya sido comprometida pal8 los clic:oIes . .ladoI de Ia di:sIribuidora lie R:QiIIOCIti aI aJ5fo promedio 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 de Punta 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 de mcn:ado por QIqpia IIIi&ria que en promcdio se baya dado durante los Ultimos doce (12) lIIC:IICS. En d evado que" diIIribUidora proyc:ete algim cambio Unpoitante CD dicba catI\ICbn de liIICR3do ddJcD l*ea:uIar Ia dcbida sustcntacion. Estc valor se calculani a partir de Ja ezpRSi6a Iiguieab:: SUM ~CPOTGENE :~.~ x J'E,.J+ SUII ( CPO'friEN ::.~ x t. DMAX 'l •.• ,..n)+ 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-l con los cargos BASE. VE;) : Vcotas pronosticadu de meqfa CIl ....... (P) CIiIIl:JIDria IarifiIria i que di,... de mcdicion coo registro de consumo disaimiolIldo poi' 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 de unlu:ci6u ftlIIlb;li de . . . . · 0 c::qaui6u: r--e-.- _ r-_ (GPM ~-e.-)" CPOTGEN 11.1 - CPOTGEN,....i )( GP:.-_ GPM r O - t " _ : Valor'de los .....,......,.. _ _1iPWIO ........ de' ........ &Ie ..... resultar.i de la siguicok cxpn::siiHl: SUM .{CPOTGENE :~~ VR.,» $VJI {aon1IiW :::- ~ lMIoU x x ,..z"u )1 GPR ,_! "" 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 Ie............ .._.... 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 ~ _ abO agc:ntc. - " •. '.~"7' 132 Gaceta Oficial, martes 7 de marzo de 2006 N° 25,497 CGPRr..~..}: Costo permitido Real de generacion en horas de Punta calculado en base a los eostos reales (facturados a la distribuidora y de generacion propia) y a las ventas reales en el semestre p-Z, EI costo pennitido real de gcncracion en horas de Punta es el resultado de multiplicar el eosto pondcrado monomico de gcncracion en horas de Punta (Monomico _ G') jI-J por los kWh reales vendidos en horas de Punta (VR;_l)' ambos val ores 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 propia iugrcsada en Punta en cl sernestre, ambos consumes referenciados a los clientes que no se encuentran abastccidos 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 CR 2 en el mismo semestre, Per este rnotivo se plantean las siguientes p _ ccuacioncs: VR :-1 "" wee ;-2 x VR p-2 %CR/~,.l: Valor representative de la relacion existente entre la energla comprada en punta respecto de In 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 el scmcstrc p-2, cualquicra sen su origcn, destinada a satisfaeer la demanda de todos los clientes que no sc cncucntran abastccidos por otro agcntc, CRI'-l: Encrgia total que ha sido realmente inyectada al sistema de la distribuidora durante el semestre p-2, cualquiera sea su origen, destinada a satisfacer la demand a de todos los clientes que no se cncucntran 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 val ores BASE de p-Z, En el caso en que en la catcgorta tarifaria i cl eargo por potencia se exprese energizado parcialmente, debe utilizarse tambien CPOTGENE;:t:!it· C£NI::Gt'N:'~;~:'W; ; Cargo Base por cncrgla en punta para cad a catcgoria tarifaria i que dispongan de mcdicion con rcgistro de consumo diseriminado por bloques horarios, calculado para cl serncstre p-Z scgun 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-2 scgun 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 permite conscrvar In cohcrencia entre la energla comprada durante las horas de punta y la vendida en este mismo intervale de tiempo, rnanteniendo como difereneia las perdidas, EI calculo de la correccion de este 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 :-2 VRSM::_ 1 : Venras consideradas reales de energia en la punta (P) para )IS categorfas tarifariu "sin" mcdicion horaria durante el semestre p-Z, ? Gac::eta 0ficiaI, martes 7 de mano de 2006 133 FCIIHSM;' ~ : faaor de correcciea de las vcotalI rcales de encrgia en punta dwanlc cJ SCIDl:Slre p-2 de las ~ laI'ifarias que uno" posccn rncdici60 huntria. II} Glrp /HIr E,~. GenBlldtinen P.... y F _ de P__ Oe i p a I . - . . . . . . 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 sus actuajizilGioncs Y cl denominado Coerecc, que com:sponde a la eom:cci6n que babria que jqtroducir co d arJO pol" las difcrencias entre los costas de gaaeraciOD n:alcs Y los ingn:sos rc:ak:s (prodllcjdps por los cargos base y las ventu reales) en eI semestre p-2. Seguidamente se detallarin las c:xpRSioocs que aDo utilizadas para las categories de clicntcs que poseen medicion con discriminacioo. horaria y lasc: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 pew generaci6n 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 de mcdiciQIl coo rcgislm de ams ry> discrimiDado par bloqucs bonrios, calculado para cl ~p. CEN£GEN;;- : CarBo Base pol" 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 para cada calegoria tarifaria i. EJ primcro de los cooc:cptos pIantaIdos, sc calculara nyxtiamtc la siguicnte cxpresi60.: CENEGEN ,-:.- ::: CENEGEN . . r-.... x (GPM Q-IlASE) ,. 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... •• ' " utilizadas en ala cap . 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 similar al imP. en d apmado lIIlta'ior. de la suma de los cargos BASE Y - Wiau:ciO&. asi: . CENEGEN:: CarBo taritiuio por cnc:rgia en 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:ocrgia en las boras Fuem de Punta pam cada CBIqOriaIarifiuia i que 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-.s n::aIcs). ambos en el SCIIII:Sbe p--2 para carla cate:goria tarifaria i. 134 Gaceta Oficial, martes 7 de marzo de 20M ~25,497 EI primcro de los conceptos planteados, se calcuIarB mediante la siguicote expresion: CENEGEN I-?-&lSE =: ,J CENEGEN W-&lSE . ,-IJ x (GFPM GFP a-&lSE ~-&lSE ) p~1 CENEGEN';:.~UJ£: Cargo Due par cnergfa eo las horasFuem de Punta pam carla categoria tarifiuia i que dispongan de medici{m con registro de cooswno d.iscriminado por bloques borarios, calcu1ado JNIflI 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 el scmcslrc p, calculado a partir de las estimaciones de compras. Los costas de genemci6n en hams Fucra de Punta pcnnitidos son el resultado de multiplicar el costa total ponderado monemico de gcneraei6n 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 semestre p. EI costo ponderado moaomico resulta de 1a division de los costas de generacion pronosticados para las boras Fuera de Punta entre la surna de la energfa comprada (kWh) por la distribuidora ingresada a la 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 se cneucntran 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 el semcstrc 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 eorrecci6n alguna por diferencias de semestres 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 precio promcdio del costo de geoemei6n de energia en hotas FUCDde Punta para atender a clicntes que no se cncucntrcn abastccidos por 00-0 agente que resulte de: • Costos pol' compra de cnc:rgia en horns Fuera dePunta asociada a los cootratos iniciales: costo por la energia comprada mediante contratos aplicando Ia fimnula de distribuci6n de energia asociada a cada contrato y el precio de la energia definido en los respectivos contratos en horas Fuera de Punta. • Costos por compra de energia en horas Fuera de Punta asociada a los contratos celebrados mediante cI mecanismo establecido por el ERSP: Costo por la energla comprada al precio de la 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 de Punta: cI costo por la compra de energia en el mereado ocasional se detennina aplicando a 1a energia comprada borariamente en este mercado el casto marginal horatio que n:sul.ta del dcspacho ccooonnco real. En el caso que la empresa resultara vendiendo en este mercado y obtcnga 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 sido comprometida para los c1ientes reguIados de Ia distribwdora se reconoce at costa promedio de energla pan esc periodo que resulte de los contratos que provengan de procesos de libre concurreneia. 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 eo horus f uera de Punta en el semestre P. calcu1ado a partir de las estimaeiones de ventas del ....::atre P y los cargos BASE del semestre p-I. Esta proyecci6n debe rcflejar la estnK:tura de merado por catcgoria taritaria que en promedio se haya dado durante los 6ltimos dace (12)·mescs. En el c:vento ~25,497 Gaeeta Oficial, manes 7 de marzo de 2006 135 que 101 t1islribuitloru proyccte alglin cambio importante en dicba estructura de men:ado dcbeli prcsentar 101 debida sustcntacion. Sc calculara a partir deja cx.pRSi6n siguiente: G FP '''' ~ 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 EI tcmuno de correccion en el cargo ifario por energla, rcsuItara de Ia siguiente expresion: CENEGEN :.;-c_ = CENEGEN '-'" FI'-._ GFPAI a-e- ) ( GFP x ' 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 ) " GFPIf ,_1 • CGFPR ,..1 - [SUM ... __, _ (CENEGEN ;:;.:-' x VR;:lJ -t- CCONQ ,-lJ x V.I,_ ... )-t- l ' .... C' ) J 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 las ventas 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 000 agentc. 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 semestre p-2. E1 costo pcnnitido Real de generacion en horas Fuera de Punta es el resultado de multipticar el coste 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 costo pondcrado monornico rcsulta de la division de los costos reales de generaci6n en horas Fuera de Punla por la suma de la cncrgia real comprada (kWh) por la distribuidora ingresada a su red en los nodos de compra 0 cntrcga y la dc gcncracion propia ingresada en horas Fuera de Punta en el semestre, ambos consumes rcfcrcnciados a los clicntcs que no se cncueauen abutcx;idos pur otro agcutc. RcsuIIaIi de la siguientc cxpresion: CGFPR ;. :::: (YR._. - YR;_I) x (MonOmico _ G;J CENEGEN;':;:-: Cargo Base por cnergia en las homs FUCIB de Punta para carla Categoria tarifiuia i que dispongan de medicion con registro de consumo discriminado por bloques boranos, calcu1ado para 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 por energia, donde se determinaron los val ores base y las correcciones correspoadientes, en este caso se utihzan 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 de medicion 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 CD eJ amcstle p-2 pant cada C8tegoria tarifaria i que '"no" dispongan de mediciOa COD Jqisbo de consumo discrimioado por bloquc homrio GPM G-_ CEN£GEN ~ =-CENEGEN ~ x [ FCP,x ( GPi,-- J +(l-FCP,)x . GFPi,- 01-_ ):1 (GFPM j . CENECE1I r;;- =csmr;EN ~ x [ FCP, x (GPM :.__ CII-e- )1 a-.".... ) ... (J-FO",)x (GFPM :.__ GP,_, GJ11',....

Articulo 107 CO!IIID .... del mercado mayorisIa: Para calcuJar la aaualizaci6n del valor pcnnitido a lee i • par la distlibuiduia de los c:IiaIcs que ... se eilCUClitrao alla!ilUidos por 000 agente (GMTPM~), COD Ia finaljct.d de c:uIJrir 101 0lIiII0I de paeraci6n <P*ocia y energia y demils custos del men:ado ...,..iIta) y los costoI del ..... de traospmte (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 delos dic:ab queDO Ie Ii _ abastecidos por OUO agcntc para cubrir los costos de genc:aw:iOu (poIIeocia y ~ y . . . Cll-.s del 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 para ClCDJIIM"IIpCi_ . . . . - ' ••• JlIOducidos CD d II:C p-2 sc 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 demis CGIIOS del macado mayoriaca) y oostos del sisb:ma de baDIpOftc (incluyendo ptrdidas en tran smisi6n). y los Dwaos reales (pmderjdgs par t- eargas 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 Y pCrdidas 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,·If'Ilr,.-1 -.o = G'..a-&&SII: r,.-. T CR - . . . . +,-1 +,-1 PT CR- . . . . 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 de cubrir 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 137 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 fuera de 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-2 se 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 ventas rcalcs), 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 a la siguicntc expresion: SECCION IV-6. 7: PROCEDIMIENTO qUE HAN DE SEGUIR LAS EMPRESAS DISTR18UlDORAS PARA LA A CTUALlZA CION SEMESTRAL DE LAS TARIFAS Articulo lOS Transici6n: La acrualizacion tarifaria que deberan efectuar las distribuidoras para el semestre comprendido entre cl I de cncro y cl 30 de junio de 2006, se efectuara de acucrdo al regimen que expira el 30 de Junio de 2006.

Articulo 109 A partir del I de julio de 2006 y hasta el 30 de junio de 2010, las distribuidoras dcberan 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 las dos primcras actualizaciones semestrales desde su puesta en vigencia de los componentes de coste por abasteeimicnto, las cualcs sc calculan para los semestres cornprendidos entre eI I dc julio al 3 I de dicicmbrc de 2006 y desde el 1 de enero al 30 de junio de 2007, la utilizaei6n de los saldos rcmancntcs de los scrncstrcs que concluyen el 30 de junio de 2006, cualquiera fuese su signo. Estos saldos eorrcspondcn a los componcntes de costo de transrnision, perdidas de transmisi6n y gcncracion, que rcsultascn de la aplicacion del mecanismo de actualizaci6n semestral previsto en el regimen 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 de dicicmbrc de 2006, se tcndran en cuenta los mismos componentes considerados en las actualizaciones de los cargos del regimen vigente hasta el 30 dejunio de 2006. EI primero de ellos representa el ajuste parcial para cl scmestre p-I (desde el I de enero hasta c130 de junio de 2006) de los cargos (GPE p_ 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 (GPE p_ z' GFPEp_ z' TE p_ z' PTE p_z). En el caso de los cargos asociados a TE p_1 , TR p-Z Y TE p-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 enero al 30 de junio de 2007 y teniendo en cuenta que el semestre p- I (desde el I de julio hasta cI 3 I de dicicmbrc de 2006) csta eomprcndido dentro del nuevo regimen tarifario, no se calculara en este caso c1 componcntc representative del ajuste parcial para el semestre p-l. Sin embargo se considerara el saldo aciualizado por In tasa de intcrcs representative de la difercncia existente entre los valores corrcspondicntcs al ajustc total pcnniudo cn los cargos del scrncstrc p-Z (entre cI I de cnero hasta el 30 de junio dc 2006), por vanacioncs en los costos permitidos y en las ventas (GPR p_2' GFPR,_z, TR/.-2 Y PTR p-z) PTR p-z), respecto de los valores representativos del ajuste parcial de los corrcspondicntes cargos (GPE p-z' GFPE p-z' TEp-Z' PTE p--z). En el caso de los cargos asociados a 138 Gac:eta 0ficiaI, martes 7 de marzo de 2006 ~25,49'7 TR"-l Y TE,.-l SIC debe 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 (I de julio a 31 de dicicmlae de 2006). el valor que n:cupaaia Ia eiIIpr1:sa mediante la "tilinei6n de c:ada IDIO de los cargos vJsaib:s en el SCIDCSIn: aDII:Iiot (P-I) apIicados• la pmyeccilJa de veatas de pob:Dcia y CIICIJPa de cIicotes que DO SIC t2LUtDbm .....'...:..... par otro agcote. por categoria larifiula. CD d Suuc:stle P. cs oca:sariodclinir CD esIe Uoico GIllO los YaIores de cada uno de loa-cups que scr.Io utilizados. 13 que d semcstre p-I UMiCiSpoude aI cuadro blrifiuiuque expira d 30 de juuio de 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. Dc c:sIa maoc:n podJin detemJinarsc tanDKn 105 dc:Dl.'u'....a de cada una de las apn:siuoes utiliDdas pam el c;8Ic:uIo de los difaadcs e-gos 1Bifuios. Para los scmcsbcs posteriora el Clik:uIu mcnc:iunado DO ,cph:senraria nlng1in incunvenieote pur esIar defioidos los mora de- los cargos vigenlCS CD el semcstre anterior (P-I).

Articulo 114 El cik:ulo del ajuste tarifario ,..,...,...,.rr dI:hcri ser pn:wmtwJo aI ERsP en forma separada al rcsIo de: Ia informaciOn S'JS'ndafUria rcquerida p8Gl el disdlo de la.«tnnula tarifaria que rc:gici par.I d siguicote pcriodo Iarifiuio y CD Ius mismos fumadarius lltilizados pam eI pc:riodo a.ifariu que vcncc el 30 de JUDio de 2006. Los remanr:ntee de cada componcote de c:osto dc:bedn SCI' idcutifJCados Yaplicados CIl los oompuuenta de c:ostos aJDl:SpODlIientes. SECCION 1t'.6.& : ciLcuLO DE LAS COllUCC10NES P.4IU. EL PlUMER SEMESTIlE DE T1lANSICION ('b911MM - JU/2JZIIM) Artic:uIo 115 EI ciIc:uIo de las cuaa:ciooes ua:ewiu • cIi:cIDII' ICIl cada UDO de los cargos . . . oousidc:r.Ir los. saIdos n:mauIeS duraute eI primer 5CIIIIlSfIe . . . . . . CCiUipwdido eotte d 1 de julio aI 31 de dicicmbn: de 2006. se deIaIIalICB"idamrnle: a) COIICCC:itiu dcl C8IrP IlIrifiuio par CODSlIIDO del aIumbndu pUblico "'- CCONAP ,.~... .. (GFPII CCOIIAP JItlJI - ;-- ) 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 las ventas 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 ( 1 1 - _ : VaIar-fCSIIItwdr de ~ . . ~ que obkDIda Ia disbibuidoia de los cliI:otes que no sc cocuc:uuan ~ po.-oIm agmte . . . GDhrir los ailIIus de gcocgcilJa en buras Fucra de....... c:u d SICIlItS1lc P. caJenlado • p8rIir de las cdi.. . n de vadaS del lICItlCStre P Ylos c::arxos BASE dcl sc:ancsIJC p. Esta ~ deberefIejar" Ia esb. . . . . de men:ado pur categoria tari&ria que: CD pnJDJCdio se baya dildo dunmIc los UItimos dot:e (12) IiICSCS. En d evado que Ia dislribuidura jlI'1JYCdC algUu cambia imJ-tante en didJa cstrueluIa de mcn:ado deberi pICSadar la dcbida sustClllacWn. (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 los v;oIuro aJlrapondiaiIcs at KDICIIn: ...... 1..). GFPM r or-c-- : Muoio ncccsario .... c:ubrir los aparl Moms que se pnxlujeron en las homs Fuera de Punta cone los c:osIOS de FJCDCiOo n:aIes Y los ingtaos reales (producidos por loS cargos y las vcnlaS rcalcs); iochljdos ingresos. pmducidos po.- los cargos pol" c:uosumo de alumbmdu publico. ambos at los saDCS!lICS p-I y p-2 Y n:faaJl:iados.los cliades que DO se encueutrau abutecidos por olIo 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 doll pOr obo apnte CD d .........e pol (Es e1 7 • OFP,.dc la ......izari60. . . . . . . . . .). N° 25,497 Gaceta Oficial, martes 7 de marzo de 2006 139 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 no sc 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 se cncucntran abastccidos por otro agente en el sernestre p·2. Este valor corrcsponde al GFPEp _, de la actuafizaci6n 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, solamente para CSIC scmcstrc, mediante las.expresiones detalladas en el punto correspondiente a la "Correcci6n de 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 P.." (GMTFPM~ pJ - IU.' F / L - ) GMTFP<:' -- ' -' - p • 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 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), ambos rcferenciados 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 ingresos cstimados que resultan de aplicar los cargos Base par transmisi6n para carla clase de cliente i, que conticncn las tarifas del semestre p a la proyecci6n de ventas de potencia y energia de clientes par catcgoria tarifaria del semestre p. Esta proyeccion debe reflejar la estructura de mcrcado par categorIa tarifaria quc en promedio se haya dado durante los U1timos dace (12) meses, En el evento que la distribuidora proyecte algun cambio importante en dieba estructura de mercado debera presentar fa dcbida sustcntacion, TM~·It-l:..n..r: Manto ncecsario para cubrir los apartamientos que se produjeron entre los costos de transmisi6n rcalcs y los ingrcsos reales (producidos por los cargos y las ventas reales), ambos rcferenciados los semestres p-I y p-2, para carla eategoria tarifaria i, actualizado can la tass de dcseuento "r". Para su calculo se utiliza la siguiente expresi6n: 140 Gaceta Oficial, martes 7 de marzo de 2006 N° 25,497 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), ambos refcrenciados 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 encuentran abastccidos por otro agente en el semestre p. Esto corresponde a los ingresos estimados que resultan de aplicar los cargos Base por perdidas de transmisi6n para cada categoria tarifaria i que contienen las tarifas del scmestre p a la proyeccion de ventas de clientes que no se eneuentran abastecidos por otro agentc, por categoria tarifaria, del semestre p. Esta proyeccion debe reflejar la estructura de mercado por catcgoria tarifaria que en promedio se haya dado durante los ultimos dace (12) meses, En el even to que la distribuidora proyecte algun cambio importante en dicha estructura de mercado debera presenter 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 par los cargos y las vcntas reales), ambos referenciados a los clientes que no se encuentran abastecidos par otro agcntc, actualizado can la tasa de descuento "r". Este valor resultara de la siguiente cxprcsi6n: 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 clientes que 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 al PTE,._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 Gaceta Oficial, martes 7 de marzo de 2006 141 ' c) Correccion del cargo pur potencia de generacion p-"""""" = CPOTGEN P-BJISE X GPM IC,lI-C- ) CPOTGEN 1'.1 1',1 GP CII-BASE ( p Dondc, s610cn cstc caso: 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 ventas rcalcs), umbos en los semestres pol y p-Z, para cada categoria tarifaria i y referenciados a los clientes que 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 de Punta en el semestre p, calculado a partir de las estimaciones de ventas del semestre p y los cargos BASE del scmcstre p. Esta proyeccion debe reflejar la estructura de mercado par categoria tarifaria que en promedio se haya dado durante los ultimos doee (12) meses. En el evento que la distribuidora proycctc algun cambio importante en dicha estructura de mercado debera presentar la debida sustcntacion. 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 horas de Punta de los semcstres p-I y p-2, ambos referenciados a los clientes que no se eneuentran abasteeidos por otro agente, actualizado con la tasa de deseuento "r". Este valor resultara de la siguiente 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 se cncucntran 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 se encucntran 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 encuentran abastccidos 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 ,.1 ,.-e-- =CENEGEN ,.1 I'-lIIISE x --==p~=-- ( 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 y las 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 N' 25,497 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. GPM ,;<'II-I,:"IT".., y GP I' CII-HASE : De uu finidos os anteri antenormente en e II'itera 'I e. • Ell horas Fuera de Punta FP-C.....- = CENEGEN FP-IJASE x (GFPM ;N-e-- ) CENEGEN 1',/ 1'./ GFP CN-BASE p Dondc, s610 en este caso: 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 los cargos 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 bloques horarios, 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 CENEGEN ~':';'"" "" CENEGEN :~~£)( FCP,)( ( [ GPM CJI_""'- G?,:;'-lAU J+ (J - FCP,»)( (GFPM CJI_""'- OF?,:;" IUS£ J] 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 los scmestrcs p-I y p-2 para cada categoria tarifaria i que "no" dispongan de medici6n con registro de consume 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 peon los cargos BASE. GPM I'(·II-(\........ , GP " CN-HASE ' GFPMclI-e-- I' Y GFP p.CN-BASE :'CIDIOS D finid anteriormente en los literates c y a rcspcctivamcnte. g) Correcci6n de costos del mercado mayorista (i) En Punta GMTPMcN-C"....... p =GPMCf/~e-- , +TMCf/-e-- p +PTMCR-e- 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 del sistema de transportc (incluycndo perdidas en transmision), y los ingresos reales (producidos por los cargos 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 ventas rcalcs), 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 143 SECC/ON 1V.6.9 ; CALCULO DE US CORRECCIONES PARA EL SEGUNDO SEMESTRE DE TRANS/CION (0//0111007 -30/0611007)

Articulo 116 EI calculo tarifario de las cormx:iooes necesarUs a efectuar en cada uno de los cargos para cI segundo scmestrc comprcndido entre el I de enero al 30 de junio de 2007, sc efectuara utiJizando las rnismas expresiones anteriores, pero eliminando solamente el termino que representa el ajustc parcial de los cargos reconocidos por variaciones en los costos pennitidos y en las ventas corrcspondienre al scmestre p-I. que en eSI", caso seria el comprendido entre el I de julio y el 31 de dicicmbre dc 2006. donde justarnente se pone eo vigencia el nuevo regimen tarifario. EI ajuste actualizado que se considerara en este caso es el representative de la diferencia existente entre los valores correspondicntcs al ajuste total penni lido en los cargos del semestre p-2 (entre el I de enero hasta 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 (GPE 1'-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 para considerar los saldos rernantcs durante el este semestre, se detalla seguidamente: II) Correccion del cargo tarifario por consuma del alumbrado publico CCONAP GFPM a._) tr: .. CCONAP ,~ x [ GFP . ; . _ . ,-I Dondc, 5610 cn este casu: b) Correccidn del cargo tarifario par perdidas 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, solamente para cstc semestre, mediante las expresiones detalladas eo el punto correspondiente a la "Correccion de 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-- pJ =CPERDEI'-&fS£ p~I.' x(GMl'PMr:~ /GMrP:'-&fS£ ) / • Para las CflUgorlas que no posean medu:wn con discrimilulcwn horariB (ii) Peroidas de poteneia en distribuci6n c...-..o C'PERDPpJ =CPERDP,,_IJ BAS5 x (GMTPM~ / / GMTP;!.-8AS6 ) c) Correccion del cargo tarifario fijo de transmision Dondc 5610 en este caso: 144 Gaceta Oficial, martes 7 de marzo de 2006 N° 25,497 Dondc solo en cstc caso: e) Correccidn del cargo por potencia de generacion GPM CR_C_) C'PO 'T'r'E'N P-Curn:c,.. = CPOTGEN I'-JMSE p,i --~p~-o=- lV 1'-1,1 ( GP1'-1 X. CR-BASE Dondc.solo en cste caso: 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.".."., ) p-c.".."., = CENEGEN p-BASE x ---:!po:--::-=- CENEGEN 1',1 1'-1,1 GP CN-BASE ( 1'-1 GPM~·R-e-..... : Definido anteriormente. • Ell horas Fuera de Punta FP-Curr= FP-BASE (GFPM ~R-e- ) CENEGEN p,/ = 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,( GP p~ 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 GMTPMPc H- C.".,,« = GPMI'CR-C- +TMCR-e-- I' +PTMCR-f:-- 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 TARlFARlA SEMESTJUL Articulo Illl Prcscntacion de la actualizacion tarifaria ante el Ente Regulador: Las crnprcsas presentaran los componentes y cargos propuestas y la informacion sustentadora de la actualizacion tarifaria al Ente Regulador, por 10 menos sesenta (60) dias calendario antes de la fecha de entrada en vigencia, Articulo J J 9 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 la informacion y solicitar informacion adicional si 10 requiere. Cuando solicite informaci6n adicional se indicara eI plazo para su prcsentacicn. Los cargos donde cl ERSP no haya manifestado a1guna objeei6n pasado el periodo de treinta (30) dias indicado se daran por aprobados, par 10 que la empresa los pondra en vigencia en la fecha correspondiente. ~ ; . · pI: U Ill' f ' n t r f It p ~, i 11[ . 1 . III I ~!l' B' r 1!. J ~·I ] taI : fnt . II f, • I i fr IJI ~ !r § L - 1-: I I" t a. 11 . ~.; . 1'1 .1 I" .". I . t i' f R: e • I I I I . III . t~ ·r ; t uJt h .II i Pi 1.1 1:, !It li.: • I 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 a prccios acordados librcmcnlc y cI nodo doode fa distribuidoot rccibc fa cocrgfa.

Articulo 124 Por simplificacion esta pbdida se coosidc:nmi igual al pon:enlaje de pbdidas estUdar aprobado 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 aconIado libremenle en cJ nodo 0 punlo de rccibo de la empresa distribuidora (AIW1IEoci) sed caJaJ""'" cola siguicntc forma: MWhoa donde I-PET'%' MWhGCi "" Energia medida en el punta de rccibo de cada gran cliente que compra a precios acordados libremente. EI PE1% utilizado sera el valor ajuslado seglin 10 indicado en este R.Cgimen Tarifiuio y de acuerdo al nivel 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 que compran a prccios acordados librcmcnte se restani de 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 euergia de 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 10 energia 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 101cosIos que surgcn de la administraci6n del Mercado Mayorista a traspasar a Ia tari& se rcquicR raIizar Ia reparticion dc la poteneia medida en cada nodo 0 ponlo de CObegll a lasdistribuidoras entre los grupos de clicntes acogidos a tarifas reguladas y los graodes clicotes que oompmn a pn:cios ac:oJdados librcmcnrc, Esta reparticion se realizarade la siguiente manera: Para cada subpcriodo j en que se divida cada hom se calculani la poteociaequiYalcote del siuPo de clicntcs acogidos a las tarifas reguladas con base en la sigwente cxpresi6n: {- MWOCIJ MWEa-..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 compnr libremenlC. . ~ PP7% util~ sera el valor ajusmdo . . . 10 indicado en este R6gimm Tarifiuio yde 8IIICl'do al mvel de tensIon al que estli'conc:c::tado el gran clicote, expn:s6odolo en Ia flJnnula anterior m par unidad.

Articulo 129 En cada hon., Parala determinacion de las compras de eneJgia de la distribuidom d Centro Nacional de Despacho deber3 restar de la energia medida en el DOdo eo que Ia disbihuidora retira del sistema interconeetado DaCional la sumatoria de la eoergia medida eo calla UDO de los mcdidorcs de los grandes clienrcs que compran b"bIancnu: y que sc astea:o de diclIo DOdo.

Articulo 130 Para la determinaci6ndel resto de los COIDpODaItes de la facturaci6n de COItDI del mercado mayorista que utilizan la enc:rgfa como medida de iefuatlXZia (1CIvicios ~ gencracion obligada, etc.) y las de pCrdidas CD tnmsmisi6n, el CND los caIculad urilizando la enagia cquivalenlc MWhEoo de cada gran cliallc.lo que Ie oom:sponde a la distribuidom (MW'hc.....) y 10 que establecen lasRcglas para cl Mcn:Bdo Mayorista deElc:ctricidad vigada. ~2S,497 Gac:eta 0ficiaI, martes 7 de muzo de 2006 147

Articulo 131 Para Ia dclermmacion del resto de los componentcs de la fitctwacion del mercado mayorislaque utilizan la potencia como medida de refen:ocia, el CND utilizari Ia potcDcia mcdida de ada gran clicnle en su punlo de rccibo; 10 que Ie conespoode a la distribuidol'a sera el n::sultado de dcducir fa potcncia mcdida de los grandes clicntes que se abastecen del Dodo bajo amllisis. Con hue CD csta scparacioo sc aplicar.i. 10 que establecen las Reglas parael Mercado Mayorista de Electricidad VigcnlCS. SECCION 1Y.6.IJ : AJUSTES POSTER/ORES A LA INFORMAOON SUIIINIST1lADA COMO FACTUIUDA 0 MEDIDA

Articulo 132 Cuaodo exisam ajustes posteriores a infonnacion que baya sido swninistmda como factuGIda 0 mcdida de los semestres p-l y p-2, fa difcrcncia entre el valor swninistnldo como faclurado 0 mcdido en scmcstres antcriores y d valor ajuslado se debe considerar como parte de Ia infonnacion que se prcscnta como p-2 con Ia debida idcot,ificaciOn y susteotiaci6n. SECC/ON /Yo6./J : 'RESENTAC/ON DE INFOitMAOON CORllESPOND/ENTE A LA ACTUAUZACION TAR/FARIA.

Articulo 133 Las empresas distribuidoras debcrin prescotar los cargos propuestos en los distintos compooentes de Ia tarifa acompaiiados de Ia Infonnaci60 sustentadol'll, que contiene la segregacion de los COSIOS Uhlesp!J dientes Y los cilculos pertioeotes de acuerdo a Ia metodologia catabk:cida. La informaciOnSlIlstrn tadOI1l deberi sa presentada par escrilo Y en soporte magneti.co 0 digi1al. ANEXOB I)I!:"~INICIONESASOCIADAS ALREGIMEN TARIFARIO DEL SERVICIO PUBLICO DE DISTRlBUCI6N Y COMERCIALIZACI6N DE ENERGM. ELECTRICA· Abastedaaieuto: Adquisici6n en el mmcado ma)'Orista de la energia y potencia electrica requerida, puesta en DOdos de la Empresa Dislribuidora (incluye el scrvicio de transmision., pc2didas en transmisi6n y denuIs scrvicios del men:ado mayorista). AcdYId.d RepWa: IDcluye las activid8dca de Distribuci6n., Comcn:iaIizaci6n y AJwnbmdo PUblico. ~diYid.d No RepIada: Cualquier om activld:.d que realice Ia Empress. Distribuidom distinta a la actividad regu1ada. Abuobrado Publico: actividad de ilwninaci6n de calles y ave:nidas de usa publico. CaraderizaciOn de .. Carp: Represcntaci6o. de Ia QIp. dcoll"vled, • un sistema elCctrico en tCnninos de su dislribuci6n CD el tiaopo, y de los distint08 grupos de Clientes 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&, que aplicados al Clieotc, detcm1inan el manto a pagar a Ia Empresa Distribuidom por los servicios contIatados. Son los valores, que se establecen en el Pliego Tarifilrio. CIPLP: Bs el CosIo Increm.:ntal Promedio de Largo PIazo. Se define para cada nivel de tensi6n de Distribuci60.. Clase de C1ieutes: Carla uno de los gropos en los que se clasifica a los Clientes para Ia aplicacion de las tarifiIs correspondientes. Clieule: Persona natural 0 juridica que se beneficia con Ia prestacion del servicio , publiCo de electricidad, bien como propietario del irunueble en donde este se presta, 0 como receptor directo del servicio, y cuyas compms de electricidad estan sujetas a tarifas reguladas. Oieate fia": C1ientc 0 gran cliente que compra electricidad pan' su usa y no para la reventa. Comeni.I"~ciO..: Veota a cIieo.tes finales. Incluyc Ia medicioa, Iectwa. fiu:turacioo y cobro de Ia enagia entregada. i ~UJ H, I.U! illt! li!. [j! i! if ~i' if tl·,I~1 1'[ II II UI! iHH lri .,t: I:;: l~. ri ,~~. t' :):: if r.~ ~ih I I ·1 ~, I!!. II' ' ," R II' It 1!!. ~ IJ 11'1 r . !oIl Ii i'i~i. 't t L ' 'Iir Uti It I h~J~ i fi. I !~' ft.', i ~ i iff t ~Jt ·i~t~I r ","JtJ iii Ii" .. U Itt· i r I I ~ " I fit J. !! J f f~ ltd J hi.. 1 It.. ". 1 t1 J Ir . rt ~ . ; N° 25,497 Gaceta Oficial, martes 7 de marzo de 2006 149 Grall Cliente: Persona natural 0 juridica, con una demanda maxima superior por sitio a la que el ERSP establezca en las revisiones tarifarias, cuyas compras de electricidad se pueden 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 a vicrnes, Horas Fnera de Punta: Corresponde a las horas entre las 17:00 y las 9:00 horas de lunes a viernes y la totalidad de los dias sabado, domingo y dias de fiesta nacional, Ingreso Miximo Permitido: EI Ingreso Maximo Pennitido (IMP) por actividades reguladas para las empresas distribuidoras en un periodo tarifario es la suma de los Ingresos Maxirnos Permitidos por las actividades de Distribucion, Comercializacion yel Alumbrado Publico. Ley: Ley 6 del 3 de febrero de 1997. Pico de Demands: Es la maxima demands consumida en un periodo de tiempo estableeido. Puede rcferirse a la demanda maxima instantanea 0 a la demanda maxima prornedio sobre un periodo designado de tiempo. Pliego Tarifario: Documeuto que contieue todas las tarifas vigentes, las condiciones para su aplicacion y las condiciones generales del suministro de cnergia electrica, Potencia Maxima Individual: Es la potencia maxima de un determinado Cliente que resulta de su curva de carga, Potcncia Simultauea de la Clase: Es la potencia que resulta de sumar todas las curvas de carga de los Clientes de la clase. Poteucia Maxima de la Clase: Es el valor maximo de la potencia simultanea de la clase. Potencia Coincidental de la Clase k (clase de Clientes) en el Nivel j (nivel de tension): Es el valor de la potencia instantanea de la clase k en el momento coincidente con 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 de clectricidad, Procedimientos Tarifarios: Son los procedimientos de calculo de tarifas definidos en el Regimen Tarifario del presente RDC. Puuto de Intcrconexkin 0 de Couexlou: Es el punto donde un Cliente Final 0 Usuario es conectado a la red de la Empresa Distribuidora y que delimita las propiedades elcctricas entre el Cliente Final 0 Usuario y la Empresa Distribuidora, Regimen Tarifario: Conjunto de reglas relativas a la determinacion de las tarifas que se cobran por la prestacion del servicio de e1ectricidad en aquellas aetividades sujetas a regulacion. Servicio Publico de Comereializaclnn 0 Servicio de Comerclahzaclou: Es Ia actividad 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 de transporte de energia electrica y la transformacion de tension vinculada, desde el punto de 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 del servicio electrico de acuerdo a las f6rmulasy metcdolcgias aprobadas por el Ente Regulador