Resolución Nº 9.211 - Modifica la Resolución Nº 5.863, Título IV del Reglamento de Distribución y Comercialización de Energía Eléctrica: Régimen Tarifario del Servicio Público de Distribución y Comercialización

5 Za - ATM CR-Currece CPERDES 0" = CPERDE*S x (9 1M, YA a ] gro CPERDE.,, a o . ; o P2: Cargo tarifario por pérdidas estándar de energía de la categoría i sin por p E B discriminación horaria para el semestre p. CPERDEPS pi Cargo Base por pérdidas estándar de energía de la categoría i sin discriminación horaria en el semestre p. CPERDEJY Las o r4: Cargo Base por pérdidas estándar de energía de la categoría i sin discriminación horaria en el semestre p-1. CPERDE) : Corrección para cubrir tos apartamientos que se produjeron entre los costos de abastecimiento reales y los ingresos reales (producidos por los cargos Base y las ventas reales) y por las diferencias entre los ingresos permitidos (producidos por los cargos Correcc y las ventas estimadas) y los ingresos reales (producidos por los cargos Correcc y las ventas reales), ambos en el semestre p-2, para cada categoría tarifaria 1 sin discriminación horaria. GMTM; 2%, GMTM y GMT] %% son definidos en el artículo 107, Artículo 100 Pérdidas de potencia El cargo tarifario que corresponde a las pérdidas de potencia estándar en distribución será ajustado cada seis (6) meses por los índices GMTM¿**%% y GMTM£"57" de acuerdo a las siguientes expresiones: CPERDP,, = CPERDIP 5% + CPERDPS:"" ay , GMTM UCR-BAÑE CPERDP2 = CPERDPY x ” o Py pl GMT" BASE o GMT M -Correwe CPERDPE" =CPERDPE y ll LORBASE ». es! GMT CPERDF,. Cargo Tarifario por pérdidas estándar de potencia en distribución de la categoría i para el semestre p. Anexo A Resolución AN No. 44 -Elec. def dem” de 2015 Página 7 de 23 13 <!-- page 14 --> No. 27921-A Gaceta Oficial Digital, jueves 03 de diciembre de 2015 CPERDP/* bos ] e P2 Cargo Base por pérdidas estándar de potencia en distribución de la categoría i en el semestre p. CPERDPAS as ] a rl: : Cargo Base por pérdidas estándar de potencia en distribución de la categoría i en el semestre p-1, teniendo en cuenta los valores puros (BASE), sin corrección alguna por diferencias de semestres pasados. Correve .. » * e CPERDP," : Corrección para cubrir los apartamientos que se produjeron enire los costos de abastecimiento y los ingresos reales (producidos por los cargos Base y las ventas reales) y por las diferencias entre los ingresos permitidos (producidos por los cargos Correcce y las ventas estimadas) y los ingresos reales (producidos por los cargos Correcc y las ventas reales), ambos en el semestre p-2, para categoría larifaria i. Artículo 106 Cargos tarifarios de generación: a) Cargo por Potencia de Generación Para calcular la actualización del cargo tarifario por potencia de generación se tendrán en cuenta también los dos conceptos mencionados en apartados anteriores. El primero de ellos, con una denominación BASE, siempre corresponde con los costos de generación en horas de punta estimados para el semestre p. El segundo término, con una denominación Correce, corresponde a la corrección que habría que introducir en el cargo, por las diferencias entre los costos reales y los ingresos reales (producidos por los cargos Base y las ventas reales) en el semestre p-2 y por las diferencias entre los ingresos permitidos (producidos por los cargos Correcc y las ventas estimadas) y los ingresos reales (producidos por los cargos Correce y las ventas reales) en el semestre p-2. El cargo tarifario por potencia a aplicar durante el semestre p, para cada categoría tarifaria i teniendo en cuenta ambos términos se calculará como: CPOTGEN,, = CPOTGENT + CPOTGEN yu CPOTGEN" 6 CPOTGENE!' : Cargo tarifario por potencia de generación para cada categoría tarifaria 1 del semestre p, £ CPOTGEN/?" 0 CPOTGENE?/": Cargo Base por polencia de generación para cada ps categoría tarifaria i del semestre p. Nota. Debe considerarse que el CPOTGEN, será un cargo aplicado en kW o en kWh dependiendo de la categoría tarifaria. En el caso que sea energizado parcialmente en la categoría con medición binómica se tienen dos cargos por potencia, uno en kW identificado como CPOTGEN, y otro en kWh identificado como CPOTGENE,. El CPOTGENGC, correspondiente a los Grandes Clientes a los cuales la empresa distribuidora les compra su potencia corresponderá al cargo máximo por Potencia de Largo Plazo establecido por la ASEP, por lo que se actualizará, cuando la ASEP apruebe un nuevo cargo máximo, Los ingresos producidos por los cargos por potencia de los Grandes Clientes, se utilizarán en el Anexo A Resolución AN No. Z241 -Elec. de £ de Aer de 2015 Página 8 de 23 14 <!-- page 15 --> No. 27921-A Gaceta Oficial Digital, jueves 03 de diciembre de 2015 cálculo del factor de ajuste del resto de los componentes de generación, ya que ese ingreso es parle de lo que utiliza la empresa de distribución para el pago a los generadores. CPOTGE id Corrección para cubrir los apartamientos que se produjeron entre los costos de generación reales y los ingresos reales (producidos por los cargos Base y las ventas reales) y por las diferencias entre los ingresos permitidos (producidos por los cargos Correcc y las ventas estimadas) y los ingresos reales (producidos por los cargos Correcc y las ventas reales), ambos en el semestre p-2, para cada categoría tarifaria i y referenciados a los clientes a los cuales la empresa distribuidora le compra su polencia, El primero de los conceptos planteados, se calculará mediante la siguiente expresión: 5 o GM OR-BASE pos UR-BASE G, 7 CPOTGEN Ó CPOTGENE ¡O : Cargo Base por potencia de generación para cada categoría tarifaria i del semestre p-1. 'R-BASI .. ne . GM; %*. Los costos totales de generación permitidos a trasladar a las tarifas se determinarán cada semestre sumando el costo de generación permitido (06; 248E y más el costo de generación extraordinario (CGR¿*2%), GEI - CGE y CG pon-00sE El costo de generación permitido (06; 248 ) involucra los siguientes costos:

1 Costos de compra de potencia: (1.1) — Costos de compra de potencia de Contratos iniciales: costos correspondientes a la potencia firme contratada por el precio de la potencia establecido en los contratos. (1.2) — Costo de compra de potencia firme contratada mediante el mecanismo de concurrencia establecido por la ASEP: costos correspondientes a la potencia firme contratada por el precio de la potencia establecida en los contratos. Parte del costo de la potencia de un contrato podrá ser energizado o incorporado parcialmente a los costos por energía. Lo anterior puede ser realizado a propuesta de la distribuidora o a sugerencia de la ASEP, y en cualquier caso los costos de potencia que resulten a energizar o a incorporar parcialmente en los costos de energia deberán ser aprobados por la ASEP. (1.3) Costos o ingresos por compensaciones de potencia: costos o ingresos por las compensaciones de potencia que se pueden dar diariamente en la hora de máxima generación, donde el precio lo determina el precio de la última oferta aceptada, siempre que sea Anexo Á Resolución AN No. 4 27-Elec. de , de hA-irde 2015 Página 9 de 23 15 <!-- page 16 --> No. 27921-A (1.4) (1.5) Gaceta Oficial Digital, jueves 03 de diciembre de 2015 menor que el precio fijado mediante Resolución de la ASEP. En caso contrario, el precio máximo es el establecido por la Resolución de la ASEP vigente para el semestre. En el caso que la empresa resulte vendiendo y obtenga un ingreso por este concepto deberá restarlo del costo a trasladar a tarifas. Costos por reserva de largo plazo: costos correspondientes a la potencia firme contratada como reserva de largo plazo por el precio de la potencia establecida por la ASEP. La potencia asociada a la generación propia que haya sido comprometida para los clientes regulados de la distribuidora se reconoce al costo promedio de la potencia para ese periodo que resulle de los contratos que provengan de procesos de concurrencia, en los periodos en que aún lo permita la regulación vigente. 2. Costos por compra de energía: Q.1) (2.2) (2.3) (2.4) (2.5) Costos por compra de energía asociada de contratos iniciales: costo por la energía comprada mediante contratos aplicando la fórmula de distribución de energía asociada a cada contrato y el precio de la energía definido en los respectivos contratos. Costos de compra de energía asociada a los contratos celebrados mediante el mecanismo establecido por la ASEP: Costo por ta energía comprada al precio de la energía definido en los respectivos contratos para horas de punta. Costos o ingresos por compras o ventas de energía en el mercado ocasional que hayan sido autorizadas por la ASEP en horas de punta: el costo por la compra de energía en el mercado ocasional se determina aplicando a la energía comprada horariamente en este mercado el costo marginal horario que resulta del despacho económico real. En el caso que la empresa resultara vendiendo en este mercado y obtenga un ingreso por este concepto deberá restarlo del costo a trasladar a tarifas. La energía asociada a la generación propia que haya sido comprometida para los clientes regulados de la distribuidora se reconoce al costo promedio de la energía para ese periodo que resulte de los contratos que provengan de procesos de concurrencia, en los periodos en que aún lo permita la regulación vigente. Costos de compra de potencia energizados: porción de costos correspondientes a potencia firme contratada, que la ASEP haya aprobado energizar.

3 Costos del Mercado: Anexo A Resolución AN No Ly -Elec. de € de Aaa de 2015 Pagina 10 de 23 16 <!-- page 17 --> No. 27921-A Gaceta Oficial Digital, jueves 03 de diciembre de 2015 (3.1) — Costos por servicios auxiliares: los costos que tenga que pagar la empresa en concepto de servicios auxiliares, según sea establecido por el CND. En el caso que la empresa resulte recibiendo un ingreso por cualquiera de este concepto deberá restarlo del costo a trasladar a tarifas. 3.2 Costos de fianzas pagadas correspondientes a los contratos de pag energía y potencia. (3.3) — Costos de Generación relacionados con el Mercado Regional y a los de operación integrada regional. (3.4) — Sobrecostos por generación obligada: los costos que el CND le haya asignado en concepto de generación obligada. CR-BASE y Í p El costo de generación permitido (GA ) se calcula utilizando el precio promedio ponderado monómico del costo de generación para atender a clientes a los cuales ta empresa distribuidora le compra su potencia. CG; = Monómico_ GP, xVE, VE, : Ventas pronosticadas de energía durante el semestre p. Es la suma de las ventas de energía durante el semestre p a los clientes que no se encuentran abaslecidos por otro agente, incluido el consumo pronosticado de Alumbrado Público. El precio promedio ponderado monómico de generación permitido ( Afonómico GP, ) resulta de la división de los costos de generación pronosticados entre la suma de la energía comprada (kWh) por la distribuidora ingresada a su red en los nodos de compra o entrega y la de generación propia ingresada en el semestre p, consumo referenciado a los clientes que no se encuentran abastecidos por otro agente. Costos _de_Compra_de_ Potencia, + Y Costos _ de _Compra_de Energia, + Monómico GP Costo _ del _ Mercado, onómico = TON EnergiaComprada, El costo de generación extraordinario (CGR P48%> involucra los siguientes costos: 1. Costos de compra de potencia que ASEP determine que están especificamente relacionados con la mitigación del riesgo de racionamiento: costos correspondientes a la potencia firme contratada por el precio de la potencia establecida en los contratos que ASEP determine que están específicamente relacionados con la mitigación del riesgo de racionamiento. 2. Costos de autoabastecimiento: Costos autorizados por la ASEP relacionados a la energía abastecida por las plantas eléctricas de Anexo A Resolución AN No. 927? -Elcc de ¿ de xy de 2015 Pagina Ll de 23 17 <!-- page 18 --> No. 27921-A Gaceta Oficial Digital, jueves 03 de diciembre de 2015 = emergencia de propiedad de los clientes en periodos de Alerta por : Racionamiento declarados por el CND. 3. Sobrecostos por generación obligada: los costos que el CND le haya asignado en concepto de peneración obligada especificamente relacionada con la mitigación del riesgo de racionamiento. 4, Porción del Mercado Ocasional causada por la compra de energía para suplir los contratos cancelados o suspendidos cuya terminación o suspensión haya sido autorizada por la ASEP: los sobre costos calculados con base en cómo habría sido la liquidación si los contratos cancelados o suspendidos siguieran vigentes y su costo según contrato. El costo total del mercado ocasional sumando la porción asignada a Costo de generación extra por restricciones y la porción asignada en Costos por compra de Energía debe sumar el monto establecido por compra de energía en el Mercado ocasional, según la liquidación presentada por el CND. 5. Sobrecostos ocasionados por incrementos en los precios de contratos de generación que son resultado de arbitrajes. OH-HASE El costo de generación extraordinario (CGR, ) se calcula utilizando el precio promedio ponderado monómico del costo de generación extraordinario para atender a clientes a los cuales la empresa distribuidora le compra su potencia. : CGR¿9% = Monómico_ GR, xVE, El precio promedio ponderado monómico de generación extraordinario ( Monómico _ GR) resulta de la división del costo de generación extraordinario entre la suma de las ventas pronosticadas (kWh) de la distribuidora durante el semestre p a los clientes que no se encuentran abaslecidos por otro agente, incluyendo el Alumbrado Público. Costos _ de Compra_de _ Potencia_ que ASEP _ determine, + Costos _ de _ Autoabastecimiento, + ) Sobrecostas _ por _ Generación Obligada, + Porción del MercadoOcasional por contratos cancelados o suspendidos , + Sobrecostos_por _incremento_de_precios_de_contratos_por_arbitraje, Monómico_ GR, = VE, Dado que el semestre p es futuro, todos los valores antes mencionados (Costos de generación, energias compradas, generadas y vendidas) son valores pronosticados puros (BASE) sin corrección alguna por diferencias de semestres pasados. Anexo A Resolución AN No. Id Elec, de 4 dei “de 2015 Página 12 de 23 <!-- page 19 --> No. 27921-A Gaceta Oficial Digital, jueves 03 de diciembre de 2015 G PA 282 - Valor resultante de estimar los ingresos que obtendría la distribuidora de los clientes a los cuales la empresa distribuidora le compra su potencia para cubrir los costos de generación en horas de Punta en el semestre p, calculado a partir de las estimaciones de ventas del semestre p y los cargos BASE del semestre p-1. Esta proyección debe reflejar la estructura de mercado por categoría tarifaria que en promedio se haya dado durante los últimos doce (12) meses. En el evento que la distribuidora proyecte algún cambio importante en dicha estructura de mercado deberá presentar la debida sustentación. Este valor se calculará a partir de la expresión siguiente: Ñ 6 SUMÁCPOTGENE?*% x VE, ,)4 SUM, (croraen AD, DMANEy,) + pi kel 6 Gor sas = sum | crOTGENGC+s Xx y DMAXER,, ] + tl ex poli [SUM serrononoraris (CCENEGEN 245 x VE, ,) 4 SUM, (CCONAP 25 x VE, ) pis SUM scrpnoraria (CENEGEN 28€ x VE", 4 CENEGEN [7245 ygTr)., CPOTGENGCA%, : Cargo Base por potencia de generación para Grandes Clientes a los cuales la empresa distribuidora le compra su potencia calculado para cada categoría tarifaria i del semestre p-1. 6 Y DMAXEf,, : Demanda máxima pronosticada de los Grandes Clientes a los cuales la k=l empresa distribuidora le compra su potencia para el semestre p. CENEGEN 0 : Cargo Base por energía en punta (P) para cada categoría tarifaria i que dispongan de medición con registro de consumo discriminado por bloques horarios, calculado en el semestre p-1 con los cargos BASE. VE de: Ventas pronosticadas de energía en la punta (P) para cada categoría tarifaria i que disponga de medición con registro de consumo discriminado por bloques horarios durante el semestre p. CENEGEN[* 2%: Cargo Base por energía en las horas Fuera de Punta (FP) para cada pa categoría tarifaria ¡ que dispongan de medición con registro de consumo discriminado por bloques horarios, calculado para el semestre p-1. VE AE Ventas pronosticadas de energía en las horas fuera de punta (FP) para cada categoría tarifaria i que disponga de medición con registro de consumo discriminado por bloques horarios durante el semestre p. HAS , . A .oo. Ó CENEGEN ¿4 : Cargo Base por energía para cada categoría tarifaria i que “no” dispongan de medición con registro de consumo discriminado por bloque horario, calculado en el p q semestre p-1 con los cargos BASE. Anexo A Resolución AN No92/7 -Elec. de fdeng—- de 2015 Página 13 de 23 19 <!-- page 20 --> No. 27921-A Gaceta Oficial Digital, jueves 03 de diciembre de 2015 CCONAP 2: Cargo BASE por consumo de alumbrado público para cada categoria tarifaria i, calculado para el semestre p-1. Al igual que en casos anteriores, el término de corrección resultará de la siguiente expresión: CPOTGEN 557 =CPOTGEN*Y% x pla ¿ CR-Carrece | GM ] — CRABASE Gi GM," Valor de los apartamientos actualizado con la tasa de descuento “r”. Este valor resultará de la siguiente expresión: GM Homme = (Gr, , )x (1 + r) 4 Íntp-> Im, = SAM, x (1) mi Int,-2 son los intereses generados dentro del periodo tarifario p-2 ocasionados por el desfase de dos meses entre el costo estimado y el costo permitido a recuperar en el ajuste mensual (AM) del cargo variable por combustible. En caso de que el desfase sea mayor o menor se calculará el interés causado por el número de meses que transcurran hasta que se incorpore su recuperación. l e SUM, (CPOTGENE*% x VR as )+ SUM, (crorcaness x Y) DMAX a] + ko! pi N] P p-2,1 A 6 GR,., = CGRS_, —| SUM, [CrOTGENGCES: x Y) DMAX E ). SUM, (VarxComb, x PR.) +GPR,., k=1 : SUM poicrromonarza (CENEGEN PAE y VR poz HOENEGEN IE UR, ).. p-24 P [SUM vorsnoronano (CCENEGEN 2 x VR, )+ SUM, (CCONAP22% x VR, ) | GR ,_, : Monto necesario para cubrir los apartamientos que se produjeron entre los costos de generación reales y los ingresos reales (producidos por los cargos Base y las ventas reales más los ingresos producidos por los cargos por Variación por Combustible relacionados a tos costos del periodo respectivo por la venta donde fue aplicado, ya sea en p-2 y p-1 respectivamente) del semestre p-2, y por las diferencias entre los ingresos permitidos (producidos por los cargos Correce y las ventas estimadas) y los ingresos reales (producidos por los cargos Correcc y las ventas reales) en el semestre p-2 ambos referenciados a los clientes a los cuales la empresa distribuidora le compra su potencia. CORE: Los costos totales de generación permitidos reales a trasladar a las tarifas se determinarán cada semestre sumando el costo de generación permitido real (CGR, ,) más el costo de generación extraordinario real (( GRR,,_2). CGR, = CGR, , +CGRR,,, Anexo A Resolución AN No. 421] -Elec. de (+ de vue de 2015 Página 14 de 23 <!-- page 21 --> No. 27921-A Gaceta Oficial Digital, jueves 03 de diciembre de 2015 El costo de generación permitido real (CGR,,,) se calcula utilizando el precio promedio ponderado monómico del costo de generación real para atender a clientes a los cuales la empresa distribuidora le compra su potencia. CGR, , = Monómico GR, VR, > El precio promedio ponderado monómico de generación real ( Monómico — GR, ,) resulta de la división de los costos de generación reales entre la suma de la energía comprada (kWh) por la distribuidora ingresada a su red en los nodos de compra o entrega y la de generación propia ingresada en el semestre p-2, consumo referenciado a los clientes que no se encuentran abastecidos por otro agente. Costos _de_Compra_de Potencia, , + p-2 > Costos _de _Compra_de_ Energía, , + Costo_ del _ Mercado,,, Monómico_ GR, = =P EnergiaComprada,., El costo de generación extraordinario real (CGRR,,_,) se calcula utilizando el precio promedio ponderado monómico del costo de generación extraordinario real para atender a clientes a los cuales la empresa distribuidora le compra su potencia. CGRR, , = Monómico_GRR,_,xVR,., El precio promedio ponderado monómico de generación extraordinario ( Monómico _GRR ,,,) resulta de la división del costo de generación extraordinario real entre la suma de las ventas reales (kWh) de la distribuidora a los clientes que no se encuentran abastecidos por otro agente durante el semestre p-2, incluyendo el alumbrado Público, Costos_de_ Compra de Potencia que ASEP determine, , + Costos _ de Autoabastecimiento,,., + > Sobrecostas _ por _Generación_ Obligada,., + 21 Porción del Mercado Ocasional por contratos cancelados o suspendidos pa + Sobrecostos_por_ incremento de precios de contratos por arbitraje p2 Monómico_GRR,_, = VR pi CPOTGEN 7%: Cargo Base por potencia de generación para cada categoría tarifaria ¡ para el semestre p-2, teniendo en cuenta solamente los valores BASE de p-2. En el caso en que en la categoría larifaria i el cargo por potencia se exprese energizado parcialmente, debe utilizarse también CPOTGENE¿%, CENEGEN 300: Cargo Base por energía en punta (P) para cada categoría tarifaria i que dispongan de medición con registro de consumo discriminado por bloques horarios, calculado para el semestre p-2 según los cargos BASE. Anexo A Resolución AN No.4911 -Elec. def de %rde 2015 Página 15 de 23 <!-- page 22 --> No. 27921-A Gaceta Oficial Digital, jueves 03 de diciembre de 2015 22 p-3: Ventas Reales de energía en la punta (P) para cada categoría tarifaria i con 4 p / «O! .o.p . Y, | S 1 medición horaria durante el semestre p-2. j 3 Ú TP A , Y) ES) CENEGEN ao: Cargo Base por energía en las horas fuera de punta (FP) para cada _— ES) categoría tarifaria i que dispongan de medición con registro de consumo discriminado por 1d bloques horarios, calculado para el semestre p-2 según los cargos BASE. VR Ventas Reales de energía en las horas fuera de punta (FP) para cada calegoría tarifaria i con medición horaria durante el semestre p-2. 6 Y DMAXY : Demanda máxima leída de los Grandes Clientes a los cuales la empresa p-115 k=1 distribuidora le compra su potencia para el semestre p-2. CENEGEN 2": Cargo Base por energía para cada categoría tarifaria ¡ que “no” dispongan de medición con regisiro de consumo discriminado por bloque horario, calculado para el semestre p-2 según los cargos tarifarios BASE. VarxComb, : Cargo Variación por Combustible para cada categoría tarifaria i relacionados a los costos del semestre p-2. CCONAPA" : Cargo BASE por consumo de alumbrado público para cada categoría tarifaria i, calculado para el semestre p-2 PR ya: (producidos por los cargos Correcc y las ventas estimadas) y los ingresos reales (producidos por los cargos Correcc y las ventas reales) en el semestre p-2, ambos referenciados a los clientes a los cuales la empresa distribuidora le compra su potencia. Este valor se calculará a partir de la siguiente expresión: Monto necesario para cubrir las diferencias entre los ingresos permitidos . 6 sum (CPOTGENEC"%" x VE, ,,)+ SUM CPOTGENE my DMAXE, ,,) P-2,4 k=1 ó 6 GPR_,= sun CPOTGENGCI3 xy" DMAXESS, , ,) + SUM (CCONAPC25 VE, . )|_ poz ke? SUM mor-riononama CENEGEN IZ x VES, + CENEGENC O yr, p-2u4 p-2,5 SOM iD NOHORARIA (CEm. EGENzS pS VE».,,) | 7 6 $ UMÍCPOTGENES" x MR ez )+ SUM, [crorcaw x y DMAZ a ] + ,Í k=1 pai pz 6 SUM, [crorcenaces x Y DMAX ES, ) + SUM, (CCONAPC"" x PR, ) kt SUM, WWi=MDHORARIA (CENEGEN ha ri xp Re a CENEGEN E ES VR )+ D NOA (CEN EGEN > pS PR, 25 ) ] Anexo A Resolución AN No.744r -Elec deb dede" de 2015 Página 16 de 23 E <!-- page 23 --> 7 GE eZ Xx 7 2BLICOS o > NS No. 27921-A Gaceta Oficial Digital, jueves 03 de diciembre de 2015 ) , CPOTGEN 3," 6 CPOTGENE/5"": Cargo Correc por potencia de generación calculado para cada categoría tarifaria i del semestre p-2. CPOTGENGC?f/"": Cargo Correc por potencia de generación para Grandes Clientes a p-25 los cuales la empresa distribuidora le compra su potencia calculado para cada categoría tarifaria i del semestre p-2. CENEGEN 30: Cargo Correc por energía en punta para cada categoría tarifaria i que dispongan de medición con registro de consumo discriminado por bloques horarios, p 8 p t] calculado en el semestre p-2. CENEGEN 25; """: Cargo Correc por energía en horas fuera de punta para cada categoría tarifaria ¡ que dispongan de medición con registro de consumo discriminado por bloques horarios, calculado en el semestre p-2. CENEGEN 27, : Cargo Correc por energía para cada categoría tarifaria i que “no” dispongan de medición con registro de consumo discriminado por bloque horario, calculado para el semestre p-2. 8 y BNna , b .. a CCONA Po, : Cargo Correc por consumo de alumbrado público para cada categoría tarifaria ¡ para el semestre p-2 b) Cargo por Energía de Generación en Punta y Fuera de Punta De igual manera que para calcular la actualización del cargo tarifario por potencia de generación se tendrá en cuenta para la actualización de los cargos por energía, los conceptos mencionados, es decir, el denominado Base, que siempre corresponde a los costos estimados para el semestre p y sus actualizaciones y el denominado Correcc, que corresponde a la corrección que habría que introducir en el cargo por las diferencias entre los costos de generación reales y los ingresos reales (producidos por los cargos base y las ventas reales) en el semestre p-2 y por las diferencias entre los ingresos permitidos (producidos por los cargos Correcc y las ventas estimadas) y los ingresos reales (producidos por los cargos Correce y las ventas reales) en el semestre p-2. Seguidamente se detallarán las expresiones que serán utilizadas para las categorías de clientes que poseen medición con discriminación horaria y las correspondientes a las categorías sin esta medición. (1) Para las categorías que posean medición con discriminación horaria (1.1) Cargo por energía en horas de Punta El cargo tarifario por generación de energía en horas de punta (P), para cada categoría tarifaria i, se calculará como: CENEGEN", = CENEGEN!, 5" + CENEGEN? ¡Core Anexo A Resolución AN No.494? -Elec. de 6 de Agr de 2015 Página 17 de 23 23 Do <!-- page 24 --> No. 27921-A Gaceta Oficial Digital, jueves 03 de diciembre de 2015 CENEGEN"” : Cargo tarifario por energía en horas de punta (P) para cada categoría tarifaria 1 que dispongan de medición con registro de consumo discriminado por bloques horarios, calculado para el semestre p. CENEGEN 00: Cargo Base por energía en horas de punta (P) para cada categoría tarifaria i que dispongan de medición con registro de consumo discriminado por bloques horarios, calculado para el semestre p. CENEGEN 5 00m : Corrección para cubrir los apartamientos que se produjeron en horas de Punta entre los costos de generación reales y los ingresos reales (producidos por los cargos Base y las ventas reales) y por las diferencias entre los ingresos permitidos (producidos por los cargos Correcc y las ventas estimadas) y los ingresos reales (producidos por los cargos Correcc y las ventas reales), ambos en el semestre p-2 para cada categoría tarifaria i. El primero de los conceptos planteados, se calculará mediante la siguiente expresión: GM e-n4se CENEGEN? %%% = CENEGENTZA x| —L-— A pl G peñASe p- Adicionalmente, al realizar los cálculos para cada semestre p, se calculará el término de corrección, que resultará de la expresión siguiente: GA y[ ER-Correce PNESO Aj Correce PAE PAJP- BASE Pa CENEGEN,, =CENEGEN, 2 x CNE pl Las variables utilizadas en esta expresión han sido también definidas anteriormente. (1.2) Cargo por energía en horas Fuera de Punta El cálculo del cargo tarifario por generación de energía en horas Fuera de Punta, para cada calegoría i, se efectúa de manera similar al detallado en el apartado anterior, de la suma de los cargos BASE y su corrección, así: CENEGEN), = CENEGEN,, 0%" 4 CENEGEN5, 009 FR A , , CENEGEN p. : Cargo tarifario por energía en las horas Fuera de Punta para cada categoría tarifaria 1 que dispongan de medición con registro de consumo discriminado por bloques horarios, calculado para el semestre p. CENEGENT" 9%. Cargo Base por energía en las horas Fuera de Punta para cada categoría po g p B p tarifaria 1 que dispongan de medición con registro de consumo discriminado por bloques horarios, calculado para el semestre p. CENEGEN VOI Corrección para cubrir los apartamientos que se produjeron en horas Fuera de Punta entre los costos de generación reales y los ingresos reales (producidos por los cargos Base y las ventas reales) y por las diferencias entre los ingresos permitidos (producidos por los cargos Correcc y las ventas estimadas) y los ingresos reales Anexo A Resolución AN No. %242-Elec. de € de 324 de 2015 Pagina 18 de 23 24 ON Ps A <!-- page 25 --> No. 27921-A Gaceta Oficial Digital, jueves 03 de diciembre de 2015 25 (producidos por los cargos Correcc y las ventas reales), ambos en el semestre p-2 para cada categoría larifaria 1. El primero de los conceptos planteados, se calculará mediante la siguiente expresión: y GM CR-BASE CENEGENS — CENEGEN?? tae ¿(2292 pola CR-BASE — Ga El término de corrección en el cargo tarifario por energía, resultará de la siguiente expresión: GM CR-Correce A POE RATED Carrete . . FA]? BASE Pra o CENEGEN ,, = CENEGEN XA Ona p=1 (ii) Para las categorías que no posean medición con discriminación horaria Siguiendo la misma secuencia de cálculos que los efectuados anteriormente para los cargos por energía, donde se determinaron los valores base y las correcciones correspondientes, en este caso se utilizan las siguientes expresiones: CENEGEN,, = CENEGEN 7" + CENEGEN 5)" ” CENEGEN ,,: Cargo tarifario por energía para cada categoría tarifaria i que “no dispongan de medición con registro de consumo discriminado por bloque horario, calculado para el semestre p. CENEGEN le dl : Cargo Base por energía para cada categoría tarifaria i que “no” dispongan de medición con registro de consumo discriminado por bloque horario, calculado para el semestre p. CENEGEN 00: Corrección para cubrir los apartamientos que se produjeron entre los costos de generación reales y los ingresos reales (producidos por los cargos Base y las ventas reales) y por las diferencias entre los ingresos permitidos (producidos por los cargos Correcc y las ventas estimadas) y los ingresos reales (producidos por los cargos Correec y las ventas reales), ambos en el semestre p-2 para cada categoría tarifaria i que “no” dispongan de medición con registro de consumo discriminado por bloque horario. CR-BASE GMS CR-BASE G CENEGEN ?%% = CENEGEN? y CR-BASE GM — ACR-BASE pl CENEGEN/"% = CENEGEN PLE x c) Cargo por Potencia de Generación para Grandes Clientes El cargo tarifario por potencia de generación para Grandes Clientes a los cuales la empresa distribuidora les compra su potencia corresponderá al cargo máximo por Potencia de Largo Anexo A Resolución AN No Gn Elec. de ¿de Mew de 2015 Página 19 de 23 <!-- page 26 --> No. 27921-A Gaceta Oficial Digital, jueves 03 de diciembre de 2015 Plazo establecido por la ASEP, por lo que se actualizará, cuando la ASEP apruebe un nuevo cargo máximo. Los ingresos producidos por los cargos por potencia de los Grandes Clientes, se utilizarán en el cálculo del factor de ajuste del resto de los componentes de generación, ya que ese ingreso es parte de lo que utiliza la empresa de distribución para el pago a los generadores. Artículo 107 Costo total del mercado mayorista: Para calcular la actualización del valor permitido a recuperar por la distribuidora de los clientes que no se encuentran abastecidos por otro agente (GMTPM;? ), con la finalidad de cubrir los costos de generación (potencia y energía y demás costos del mercado mayorista) y los costos del sistema de transporte (incluyendo pérdidas en transmisión) pronosticados para el semestre p, se tendrán en cuenta los correspondientes valores BASE y las correcciones necesarias para compensar las desviaciones producidas en el semestre p-2, asi: GMTM)" = GMTM de 28, GMTM at El cálculo de los valores BASE, se efectúa mediante la siguiente expresión: GMTM¿ 90" - GM; BASE + TM" BASE + PIM GMTM 5": Valor permitido a recuperar por la distribuidora de los clientes que no se encuentran abastecidos por otro agente para cubrir los costos de generación (potencia y energía y demás costos del mercado mayorista) y costos del sistema de transporte (incluyendo pérdidas en transmisión) pronosticados en el semestre p. El cálculo de la corrección necesaria para compensar los apartamientos producidos en el semestre p-2 se calcula de la siguiente manera: G 'MTM pere =G Min Jorreca + TM , 'R-Correce + PTA pocos GMTM 5" Corres Corrección para cubrir los apartamientos que se produjeron entre los costos de generación (potencia y energía y demás costos del mercado mayorista) y costos del sistema de transporte (incluyendo pérdidas en transmisión), y los ingresos reales (producidos por los cargos Base y las ventas reales) y por las diferencias entre los ingresos permitidos (producidos por los cargos Correcc y las ventas estimadas) y los ingresos reales (producidos por los cargos Correce y las ventas reales), ambos en el semestre p-2 para cada categoría tarifaria. Los ingresos reales de generación a utilizar, son los que no incluyen los ingresos producto de los cargos por variación de combustible. El cálculo de la actualización del valor que se recuperaría con los cargos de p-1 correspondientes a los costos BASE de generación, costos del sistema de transporte y pérdidas de transmisión (GMT 2), aplicados a las ventas a los clientes que no se encuentran abastecidos por otro agente para el semestre p, se efectúa de acuerdo a la siguiente expresión: Ánexo Á Resolución AN No Fottr Llew de € de 2487 de 2015 Página 20 de 23 26 <!-- page 27 --> No. 27921-A Gaceta Oficial Digital, jueves 03 de diciembre de 2015 27 CR-BASE “R-BASE €CR=-BASE "CR-BASE MT AT PTA Artículo 129 El efecto de las variaciones de costos en los cargos tarifarios CPOTGEN?, CENEGEN”, CENEGEN"?, CENEGEN y CCONAP para cada categoría tarifaria i, se calculará bajo los siguientes criterios y mediante las siguientes expresiones: a) La actualización parcial mensual para los cargos CPOTGEN? será: CPOTGEN”. =CPOTGEN' "1% +4 CPOTGEN Corres mé mM, Ger - BASE "pres tan telcmAMP,, CR-BASE GS. +] CPOTGEN Y 94% = CPOTGEN?- Base w mA b) La actualización parcial mensual para los cargos CENEGENP, CENEGENFP y CENEGEN serán: (1) Para las categorías que posean medición con discriminación horaria CENEGEN),, = CENEGEN 0% + CENEGENT 00 Go e tEOMmAÁMP,, ] (GU IRTASE am! CENEGEN "0% = CENEGEN 7385, mi m-lo CENEGEN,,, = CENEGENS, 00 + CENEGEN 7 oe ma mi CR-BASE "P=BASE A 0 BASE "pres tante rconAMP, CENEGEN [, % = CENEGEN [124€ | 22 . ' (GER-8ASE m-I (ii) Para las categorias que no posean medición con discriminación horaria CENEGEN., = CENEGEN?* + CENEGEN""" mé mol CR-HASE BASE > BASE prestan te conAMP, CENEGENT" = CENEGEN d z GOR=aasE ] m-] c) La actualización parcial mensual para los cargos CCONAP será: CCONAP,, = CCONAP!" + CCONAP"""" "OR BASE "po restante con AMI, CCONAP? = CCONA PX GM east mi ml Donde: m: es el mes donde se aplicará la actualización parcial mensual. “p-restante”: son los dos meses que siguen al inicio de la aplicación del cargo calculado, incluyendo cl primer mes en que se aplica el mismo. Anexo Á Resolución AN No 42// -Elec. de 6 de 27 1e 2015 Página 21 de 23 N A <!-- page 28 --> No. 27921-A Gaceta Oficial Digital, jueves 03 de diciembre de 2015 A N EN dE Valor permitido a recuperar en la tarifa de los clientes que no se 15 encuentran abastecidos por otro agente para cubrir los costos de generación en el periodo E ! “p-restante” con Ajuste Mensual (de m-2) calculado a partir de las estimaciones de compras y ES : y la actualización parcial de costos, es decir, es el valor permitido a recuperar en la tarifa SA que la empresa aplicaría a los clientes que no se encuentran abastecidos por otro agente para cubrir los costos de generación en el período “p-restante”. En la última actualización mensual de cada semestre, el “p-restante” corresponderá solamente ese mes. Gh 02: Valor resultante de estimar los ingresos que obtendría la distribuidora de los clientes que no se encuentran abastecidos por otro agente para cubrir los costos de generación para el mes m, calculado a partir de las estimaciones de ventas en el periodo ¿De restante” y los cargos BASE de m-1 (CPOTGEN"%% CPOTGENE?*4S CENEGEN?P9S CENEGEN?%E y CCONAP?C) para cada clase de clientes i. Para los meses de enero y julio, es decir, en cada mes que inicia un periodo semestral corresponde al cargo BASE original del periodo respectivo. GR BASE "porertanterconA MP, El componente del factor de actualización se calculará considerando lo establecido para determinar el costo permitido en el Régimen Tarifario vigente y de acuerdo a las siguientes expresiones: e Para los meses de enero y julio, en, en cada mes que inicia un periodo semestral: GE BASE - Ge BASE + AMP *porestamie "con AMI, "prestan te original, "” e Para los restantes meses: COR BASE — MCR-HASE AN Gr, restaniecondME, A porestanican AMP, + AMF, Donde CR=BASE . us if : Georertnteroriginay, : Válor permitido a recuperar en la tarifa de los clientes que no se encuentran abastecidos por otro agente para cubrir los costos de generación en el periodo “p-restante”, es decir, es el producto de los cargos BASE de generación previstos para el periodo p por los kWh pronosticados a vender a los clientes que no se encuentran abastecidos por otros agentes cuando se hizo la actualización del periodo p, que corresponda al periodo “p-restante”. En la última actualización mensual de cada semestre, el “p-restante” corresponderá solamente ese mes. AMP ,: es el ajuste mensual a aplicar en el mes “m” que corresponde al tercer mes anterior al mes en que se aplicará el ajuste. Es la diferencia entre el costo permitido de generación ocasionado en el consumo de los clientes que no se encuentran abastecidos por otros agentes pronosticados cuando se hizo la actualización del período p para m-2, actualizando solamente los costos por compra de energía de contratos térmicos, por compras en el mercado ocasional que hayan sido autorizadas por la ASEP y por los costos de los contratos de excedentes que se incorporan y los ingresos producidos por los cargos BASE de generación para m-2 y las ventas reales de m-2, ambos para cada clase de clientes i, así: Anexo A Resolución AN No, H3 4 -Elec. de d de Bare 2015 Página 22 de 23 <!-- page 29 --> No. 27921-A Gaceta Oficial Digital, jueves 03 de diciembre de 2015 1 SUM(CPOTGENE? 2% x VR,_, )+ SUM, [crorceng ss x Y DMAX, 20, ] + me kal AMP, = GMC? SUM msrcronaa CENEGENEZEx VRE y, + CENEGENSTMOE y gor, Ya maIrcal- pardo! m2 SUM as ronononar (CEN EGE cas Ry )+ SUM, (ccona E y PR 2 ,) AM a rad. porcias > Costo permitido de generación ocasionado en el consumo de los clientes m-2 real parcial * que no se encuentran abastecidos por otros agentes pronosticados cuando se hizo la actualización del período p para m-2, actualizando solamente los costos por compra de energía de contratos térmicos, por compras en el mercado ocasional que hayan sido autorizadas por la ASEP y por los costos de los contratos de excedentes que se incorporan. Esto costo, al igual que cuando se calculó para el semestre, debe estar compuesto por el "R=RASE . q ATA A ) más el costo de generación extraordinario ( ii Zreal- parcial costo de generación permitido (CG ASE ¡ CGRY arciat ), €n este caso para el m-2 real parcial, M-Z real pp GCh-sasE "porestanie conA MP, | encuentran abastecidos por otro agente para cubrir los costos de generación en el período “p-restante” con los cargos BASE de generación de la tarifa actualizada en el mes m-1l, es decir, es el valor permitido a recuperar en la tarifa que la empresa aplicaria a los clientes que no se encuentran abastecidos por otro agente para cubrir los costos de generación en el período “p-restante”. En la última actualización mensual de cada semestre, el “p-restante” corresponderá solamente ese mes. : Valor permitido a recuperar en la tarifa de los clientes que no se Para los meses de enero y julio, es decir, en cada mes que inicia un periodo semestral corresponde al cargo BASE original del periodo respectivo. Anexo A Resolución AN No. ZA -Elec. de ( de Agude 2015 Página 23 de 23 29