Comisión de Regulación de Energía y Gas

RESOLUCIÓN 87 DE 2018

(Julio 9)

“Por la cual se ordena hacer público un proyecto de resolución de carácter general, “por la cual se modifica la Resolución CREG 76 de 2016””.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas,

en ejercicio de las atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por las leyes 142 de 1994 y 1151 de 2007, y los decretos 1524 y 2253 de 1994 y 1260 de 2013.

CONSIDERANDO QUE:

Conforme a lo dispuesto por el artículo 8º del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo y el artículo 2.2.13.1.4 del Decreto 1078 de 2015, la comisión debe hacer público en su página web todos los proyectos de resolución de carácter general que pretenda adoptar.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 862 del día 9 de julio de 2018 aprobó hacer público el proyecto de resolución “por la cual se modifica la Resolución CREG 76 de 2016”.

RESUELVE:

ART. 1º—Hágase público el proyecto de resolución “por la cual se modifica la Resolución CREG 76 de 2016”.

ART. 2º—Se invita a los agentes, a los usuarios, a las autoridades competentes, a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a la Superintendencia de Industria y Comercio, para que remitan sus observaciones o sugerencias dentro de los treinta (30) días hábiles siguientes a la publicación de la presente propuesta regulatoria en la página web de la comisión.

ART. 3º—Las observaciones y sugerencias sobre el proyecto deberán dirigirse al director ejecutivo de la comisión, a la siguiente dirección: avenida calle 116 Nº 7-15, edificio Torre Cusezar, interior 2, oficina 901 o al correo electrónico creg@creg.gov.co.

ART. 4º—La presente resolución no deroga disposiciones vigentes por tratarse de un acto de trámite.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D.C., a 9 de julio de 2018.

Proyecto de resolución

“Por la cual se modifica la Resolución CREG 76 de 2016”.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas,

en ejercicio de sus atribuciones legales, en especial las conferidas por las leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los decretos 1524 y 2253 de 1994 y 1260 de 2013.

CONSIDERANDO QUE:

El numeral 73.11 del artículo 73 de la Ley 142 de 1994 atribuyó a las comisiones de regulación, la competencia para establecer las fórmulas para la fijación de las tarifas de los servicios públicos domiciliarios.

Según el artículo 74.1 de la Ley 142 de 1994 la Comisión de Regulación de Energía y Gas es competente para regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía y gas combustible.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas tiene la función de regular los monopolios en la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica, cuando la competencia no sea, de hecho, posible; y en los demás casos, la de promover la competencia entre quienes presten servicios públicos, para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean económicamente eficientes, no impliquen abuso de la posición dominante y produzcan servicios de calidad.

De conformidad con el parágrafo 1º del artículo 40 de la Ley 142 de 1994, la CREG debe definir, por vía general, cómo se verifica la existencia de los motivos que permiten la inclusión de áreas de servicio exclusivo en los contratos para la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica, así como los lineamientos generales y las condiciones a las cuales deben someterse ellos; y antes de que se abra una licitación que incluya estas cláusulas dentro de los contratos propuestos, verificará que ellas sean indispensables para asegurar la viabilidad financiera de la extensión de la cobertura a las personas de menores ingresos.

En el artículo 87 de la Ley 142 de 1994 se define como un criterio para definir el régimen tarifario el de eficiencia económica, en virtud del cual las fórmulas tarifarias deben tener en cuenta no solo los costos sino los aumentos de productividad esperados, y que estos deben distribuirse entre la empresa y los usuarios, tal como ocurriría en un mercado competitivo; y que las fórmulas tarifarias no pueden trasladar a los usuarios los costos de una gestión ineficiente, ni permitir que las empresas se apropien de las utilidades provenientes de prácticas restrictivas de la competencia.

De acuerdo con el artículo 92 de la Ley 142 de 1994 las comisiones podrán corregir en las fórmulas los índices de precios aplicables a los costos y gastos de la empresa con un factor que mida los aumentos de productividad que se esperan en ella, y permitir que la fórmula distribuya entre la empresa y el usuario los beneficios de tales aumentos.

De conformidad con el artículo 74 de la Ley 143 de 1994 las empresas prestadoras del servicio público de energía eléctrica localizadas en las zonas no interconectadas podrán desarrollar en forma integrada las actividades de generación, distribución y comercialización.

El artículo 114 de la Ley 1450 de 2011 estableció que “el Ministerio de Minas y Energía continuará diseñando esquemas sostenibles de gestión para la prestación del servicio de energía eléctrica en las zonas no interconectadas. Para este propósito, podrá establecer áreas de servicio exclusivo para todas las actividades involucradas en el servicio de energía eléctrica”.

Mediante la Resolución CREG 27 de 2014 se sometió a consulta el proyecto de resolución “por el cual se definen las reglas para verificar la existencia de los motivos que permiten la inclusión de áreas de servicio exclusivo en los contratos y los lineamientos generales y las condiciones a las cuales deben someterse ellos, para la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica en las zonas no interconectadas”.

El artículo 9º de la Ley 1715 de 2014 dispuso que “el Gobierno Nacional implementará un programa destinado a sustituir progresivamente la generación con diésel en las ZNI con el objetivo de reducir los costos de prestación del servicio y las emisiones de gases contaminantes, para lo cual implementará las siguientes acciones:

a) Áreas de servicio exclusivo de energía eléctrica y gas combustible: El Gobierno Nacional podrá establecer áreas de servicio exclusivo para la prestación por una misma empresa de los servicios de energía eléctrica, gas natural, GLP distribuido por redes y/o por cilindros en las ZNI. Estas áreas se podrán crear con el objetivo de reducir costos de prestación de los servicios mediante la sustitución de generación con diésel por generación con FNCE y deberán cumplir con lo establecido en el artículo 40 de la Ley 142 de 1994 y demás disposiciones de dicha ley;

b) Esquema de incentivos a los prestadores del servicio de energía eléctrica en zonas no interconectadas: El Ministerio de Minas y Energía desarrollará esquemas de incentivos para que los prestadores del servicio de energía eléctrica en las ZNI reemplacen parcial o totalmente su generación con diésel por FNCE. Estos incentivos deberán cumplir con evaluaciones costo-beneficio resultantes de la comparación del costo de los incentivos con los ahorros producidos por la diferencia de costos entre la generación con FNCE en lugar del diésel”.

En sesión 719 del 25 de mayo de 2016 la Comisión de Regulación y Energía y Gas, aprobó expedir la Resolución CREG 76 de 2016 “por la cual se definen las reglas para verificar la existencia de los motivos que permiten la inclusión de áreas de servicio exclusivo en los contratos, y los lineamientos generales y las condiciones a las cuales deben someterse ellos, para la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica en las zonas no interconectadas” y cuyo documento soporte es el documento CREG 37 de 2016.

La Resolución CREG 76 de 2016 fue publicada en el Diario Oficial 50.004 del 22 de septiembre de 2016 y se encuentra vigente. A la fecha la precitada resolución no ha sido aplicada.

Con posterioridad a la expedición de la precitada resolución, mediante comunicación con radicado CREG E-2017-006743 el Ministerio de Minas y Energía remitió comentarios al contenido de la Resolución 76 de 2016.

Mediante comunicación con radicado CREG E-2017-009127 el Ministerio de Minas y Energía presentó solicitud de consulta acerca de la aplicación de la Resolución CREG 76 de 2016 a las áreas de servicio exclusivo constituidas con anterioridad a la expedición de la resolución.

Analizadas las comunicaciones remitidas a esta comisión por el Ministerio de Minas y Energía y una vez revisado, de forma integral, el contenido de las disposiciones previstas en la Resolución CREG 76 de 2016, y teniendo en cuenta que a la fecha la misma no ha sido aplicada, encontró esta comisión necesario proponer modificaciones a su contenido.

En cumplimiento de lo previsto en el artículo 33 de la Resolución CREG 39 de 2017, mediante Resolución CREG 154 de 2017 se sometió a consulta el proyecto de resolución “Por la cual se modifica la Resolución CREG 76 de 2016”. Publicada en Diario Oficial 50.417 del 14 de noviembre de 2017.

Dentro del periodo de consulta se recibieron comentarios por parte de Sopesa S.A ESP radicado CREG E-2017-011286, Soluciones Integrales de Servicios & Proyectos SAS radicado CREG E-2017-011310, ENAM S.A. ESP radicado CREG E-2017-011303, Energreen Plus SAS radicado CREG E-2017-011571 y el Ministerio de Minas y Energía radicados CREG E-2017-011735 y E-2017-011309, los cuales fueron analizados por esta comisión y tenidos en cuenta para la elaboración del presente proyecto de resolución.

Una vez analizados los comentarios recibidos dentro del periodo de consulta de la propuesta regulatoria y revisado el alcance de la modificación allí planteada, encuentra esta comisión necesario, corregir errores aritméticos y de transcripción presentes en las fórmulas para el cálculo con las que se determina el costo unitario que se le traslada a los usuarios, así como aclarar algunas definiciones, previstas en la Resolución CREG 76 de 2016.

Respecto de la corrección de errores aritméticos y de transcripción, el artículo 45 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo señala lo siguiente:

“ART. 45.—Corrección de errores formales. En cualquier tiempo, de oficio o a petición de parte, se podrán corregir los errores simplemente formales contenidos en los actos administrativos, ya sean aritméticos, de digitación, de transcripción o de omisión de palabras. En ningún caso la corrección dará lugar a cambios en el sentido material de la decisión, ni revivirá los términos legales para demandar el acto. Realizada la corrección, esta deberá ser notificada o comunicada a todos los interesados, según corresponda” (subrayado fuera de texto).

En ese sentido, en relación con la corrección material del acto administrativo la doctrina ha mencionado lo siguiente:

“La corrección material del acto se presenta cuando el acto es modificado por errores materiales en su formación o transcripción, los cuales pueden ser de escritura, de expresión, numéricos, etc., y que no implica extinción ni modificación esencial del acto.

Es precisamente la situación prevista en el precitado artículo 45 del ahora CPACA, por lo tanto, procede a hacerse sin limitación temporal, pues esa norma autoriza que la corrección se pueda hacer en cualquier tiempo.

Esa forma de modificación le corresponde hacerla a la autoridad que lo profirió, y se hará mediante un acto que se integra al que es objeto de la corrección, sin que reviva los términos para demandar este, ni sea necesario el consentimiento del o los interesados, pero si la notificación personal o la comunicación a los mismos del acto contentivo de la corrección”(1).

En virtud de lo anterior, se requiere realizar la corrección, de oficio, de los errores aritméticos y de transcripción contenidos en la Resolución CREG 76 de 2016.

RESUELVE:

ART. 1º—Modificar las definiciones de demanda de energía proyectada, demanda de energía real, parque de generación y ventas del artículo 2º de la Resolución CREG 76 de 2016, las cuales quedarán así:

Demanda de energía proyectada: Ventas totales de energía estimadas por el Ministerio de Minas y Energía en el área de servicio exclusivo. Para las áreas de servicio exclusivo existentes, corresponderá a la demanda de energía proyectada en el área según lo definido en el contrato de concesión vigente.

Demanda de energía real: Ventas totales de energía reportadas por el adjudicatario al sistema único de información, SUI.

Parque de generación: Conjunto de unidades de generación con el que se atiende un área de servicio exclusivo. Se incluyen en el parque de generación los transformadores elevadores y los equipos de servicios auxiliares. Comprende las plantas de generación de energía eléctrica que hagan parte de la propuesta presentada en el proceso competitivo y cualquier otra utilizada para la prestación del servicio.

Ventas totales de energía: Energía total facturada a los usuarios en el área de servicio exclusivo.

ART. 2º—Modificar el artículo 17 de la Resolución CREG 76 de 2016, el cual quedará así:

ART. 17.—Fórmula tarifaria general para usuarios regulados del servicio público de energía eléctrica para procesos competitivos para cada actividad. Cuando se realicen varios procesos competitivos para adjudicar obligaciones de prestación del servicio por actividad, en una misma área de servicio exclusivo, la fórmula tarifaria general aplicable a los usuarios regulados del servicio público domiciliario de energía eléctrica tendrá los siguientes componentes:

Etm-1: Energía total entregada al sistema de distribución en el mes m-1, por las k plantas del parque de generación. Este valor se expresa en kilovatios hora (kWh) y será medido en bornes del generador.

k: Número total de plantas del parque de generación.

j: Planta j del parque de generación.

CECj: Consumo específico de combustible de origen fósil de la planta j, expresado en millones de BTU por kilovatio hora (MBTU/kWh). En caso de que la planta utilice diésel 2 o diésel 6 como combustible, este consumo será expresado en galones por kilovatio hora (gal/kWh). El valor de esta variable será el ofertado por el adjudicatario de la obligación de prestación del servicio en la propuesta presentada en el proceso competitivo para cada planta j. El consumo específico de combustible será calculado en bornes del generador. De ser necesaria la aplicación de una equivalencia calorífica, esta será determinada por el Ministerio de Minas y Energía.

CECfj: Consumo específico de combustible de origen fósil de la planta j, propuesto por el adjudicatario de la obligación de prestación del servicio, durante la ejecución del contrato, para cada planta j que es adecuada, es reemplazo de otra planta que venía siendo utilizada o su combustible es más económico que el inicialmente utilizado. Esta variable se expresa en millones de BTU por kilovatio hora (MBTU/kWh). En caso de que la planta utilice diésel 2 o diésel 6 como combustible, este consumo será expresado en galones por kilovatio hora (gal/kWh). El consumo específico de combustible será calculado en bornes del generador. De ser necesaria la aplicación de una equivalencia calorífica, esta será determinada por el Ministerio de Minas y Energía. Para los casos en que la planta j no haya sido adecuada, no sea reemplazo de otra o no haya cambiado el combustible utilizado, el valor de CECfj será igual a CECj.

PCj,m: Precio del combustible de origen fósil o de su mezcla obligatoria con un biocombustible por disposición gubernamental, puesto en el sitio de la planta j del parque de generación, para el mes m, expresado en pesos por millón de BTU ($/MBTU) de forma general y en pesos por galón ($/gal) cuando el combustible empleado sea diésel 2, diésel 6 o la mezcla mencionada. El precio del combustible puesto en el sitio de la planta será definido por el Ministerio de Minas y Energía, con excepción del caso en que se utilice gas combustible, cuyo precio se encuentra regulado por la

RES 87 CREG P182
 

Donde:

CUn,m: Costo unitario de prestación del servicio de energía eléctrica, para el nivel de tensión n, para el mes m, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh).

Gm: Componente de generación, para el mes m, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh). De acuerdo con lo establecido en la presente resolución.

PDn,m: Pérdidas de energía del sistema de distribución, en el nivel de tensión n, para el mes m. Este nivel de pérdidas será el ofertado por el adjudicatario de la obligación de prestación del servicio en la propuesta que presente en el proceso competitivo. Este valor se expresa como una fracción de la energía medida y entregada al sistema de distribución.

Dn,m: Componente de distribución, para el nivel de tensión n, para el mes m, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh). De acuerdo con lo establecido en la presente resolución.

n: Niveles de tensión del sistema de distribución del área de servicio exclusivo.

Cm: Componente de comercialización, para el mes m, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh). De acuerdo con lo establecido en la presente resolución.

TMm: Cargo de monitoreo correspondiente al mes m de prestación del servicio, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh), de acuerdo con lo establecido en la presente resolución.

Itvm: Cargo de interventoría correspondiente al mes m de prestación del servicio, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh).

Am: Ahorro en los costos de combustibles de origen fósil, ya sea por la incorporación de equipos que mejoren la eficiencia de las plantas de generación, por el reemplazo de alguna de estas o por la sustitución de combustible o de tecnología, en el mes m, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh), calculado de la siguiente manera:

RES 87 CREG P138B
 

Donde:

α: Factor de ahorro, definido en los términos que expresamente acuerden las partes. Este factor podrá tomar valores mayores o iguales que cero (0) y menores o iguales que uno (1). La definición de este factor deberá sujetarse a lo previsto en el artículo 87 de la Ley 142 de 1994.

Comisión mediante Resolución CREG 59 de 2009 o aquella que la modifique o sustituya.

PCfj,m: Precio del combustible sustituto, puesto en el sitio de la planta j del parque de generación para el mes m, expresado en pesos por millón de BTU ($/MBTU) de forma general y en pesos por galón ($/gal) cuando el combustible empleado sea diésel 2, diésel 6 o la mezcla obligatoria con un biocombustible por disposición gubernamental. El precio del combustible puesto en el sitio de la planta será definido por el Ministerio de Minas y Energía, con excepción del caso en que se utilice gas combustible, cuyo precio se encuentra regulado por la comisión mediante Resolución CREG 59 de 2009 o aquella que la modifique o sustituya. Para los casos en que la planta j no haya cambiado el combustible utilizado, el valor de PCfj,m será igual a PCj,m.

Ej,m-1: Energía entregada al sistema de distribución por la planta j, en el mes m-1. Esta variable se expresa en kilovatios hora (kWh) y será medida en bornes del generador.

PAR. 1º—Los cargos para remunerar la actividad o las actividades que no sean objeto de un proceso competitivo se calcularan de acuerdo con la metodología que establezca la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

PAR. 2º—El componente Am únicamente se reconocerá cuando sea positivo.

PAR. 3º—En caso de que el combustible sustituido sea gas combustible, para efectos del cálculo de la variable PCj,m, el valor del precio del combustible puesto en el sitio de la planta j del parque de generación será el precio del gas determinado en el último contrato celebrado por el adjudicatario de la obligación de prestación del servicio de energía eléctrica en el área de servicio exclusivo, indexado por el índice de precios al productor, IPP y se le adicionará el valor correspondiente al costo de transporte del gas hasta la central de generación.

PAR. 4º—En caso de que el combustible fósil sea sustituido por una fuente de energía renovable, las variables PCfj,m, precio del combustible, y CECfj, consumo específico de combustible, serán iguales a cero.

PAR. 5º—El cargo de monitoreo será igual a cero hasta tanto este sea definido por la Comisión de Regulación de Energía y Gas mediante resolución posterior. Este cargo podrá ser revisado y ajustado por la comisión cuando lo considere necesario.

PAR. 6º—Los adjudicatarios deberán instalar equipos de medición a distancia, los cuales deberán contar con parámetros de medición compatibles con el centro nacional de monitoreo, CNM, o quien haga sus veces.

PAR. 7º—El valor de CECj de una planta de generación de energía eléctrica que no haya sido incluida dentro de la propuesta del proceso competitivo porque la misma sea el resultado de un proceso de adecuación, sea un reemplazo de otra planta que venía siendo utilizada o su combustible sea más económico que el inicialmente utilizado, será el presentado por el adjudicatario, en la propuesta del proceso competitivo, para la planta que fue adecuada, reemplazada o cuyo combustible haya sido sustituido. De forma semejante deberá determinarse el valor de PCj,m correspondiente.

PAR. 8º—Los valores de CECfj y PCfj,m podrán ser diferentes de los valores de CECj y PCj,m, correspondientes, solamente para aquellas plantas del parque de generación cuya adecuación, por incorporación de equipos que mejoren la eficiencia, reemplazo o cambio de combustible por uno más económico, no haya sido incorporado en la oferta del adjudicatario de la obligación de prestación de la actividad de generación.

ART. 3º—Modificar el artículo 18 de la Resolución CREG 76 de 2016, el cual quedará así:

ART. 18.—Determinación del componente de generación cuando los usuarios asumen el riesgo de demanda. Si se asigna el riesgo de demanda a los usuarios del servicio, el componente de generación se calculará de la siguiente manera:

Gm = GIAOMm + Gcm

Donde:

Gm: Componente de generación, para el mes m, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh).

GIAOMm: Costos de inversión y gastos de administración, operación y mantenimiento en generación, para el mes m. Este valor, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh), se estimará así:

RES 87 CREG P139A
 

Donde:

IAOMgt: Valor para el año t, del período de vigencia de la obligación de prestación del servicio, que remunera las inversiones y gastos de administración, operación y mantenimiento requeridos para la actividad de generación. Este valor deberá estar expresado en pesos ($) del mes anterior al de la realización del proceso competitivo y será el ofertado por el adjudicatario de la obligación de prestación del servicio en la propuesta que presente en dicho proceso.

IPPm-1: Índice de precios al productor publicado por el DANE, para el mes m-1.

IPP0: Índice de precios al productor publicado por el DANE, para el mes anterior al de realización del proceso competitivo.

Vp-1: Promedio de las ventas mensuales de energía de los últimos doce (12) meses, expresado en kilovatios hora (kWh), calculado de la siguiente manera:

RES 87 CREG P139AA
 

Donde:

Drm: Demanda de energía real para el mes m, expresada en kilovatios hora (kWh), calculada de la siguiente manera:

RES 87 CREG P139B
 

Este valor será igual a Dpt hasta el mes 12 del periodo de vigencia de la obligación de la prestación del servicio.

Vm-i: Ventas de energía eléctrica para el mes m-i, expresadas en kilovatios hora (kWh).

Dpt: Demanda de energía proyectada para el año t del período de vigencia de la obligación de prestación del servicio, expresada en kilovatios hora (kWh).

FAm: Factor de ajuste para el mes m. Este ajuste se hará a partir del segundo mes del período de vigencia de la obligación de prestación del servicio, de la siguiente manera:

RES 87 CREG P139BB
 

Donde:

Vp-2: Promedio de las ventas mensuales de energía de los doce (12) meses anteriores al mes m-1, expresado en kilovatios hora (kWh). El cálculo se hará de la siguiente manera:

RES 87 CREG P139BBB
 

Gcm: Costos de los combustibles de origen fósil o de las mezclas obligatorias de estos con biocombustibles por disposición gubernamental, puestos en el sitio de operación de las plantas del parque de generación, para el mes m. Este valor, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh), se calculará así:

RES 87 CREG P139BBBB
 

Donde:

Etm-1: Energía total entregada al sistema de distribución en el mes m-1, por las k plantas del parque de generación. Este valor se expresa en kilovatios hora (kWh) y será medido en bornes del generador.

k: Número total de plantas del parque de generación.

j: Planta j del parque de generación.

CECj: Consumo específico de combustible de origen fósil de la planta j, expresado en millones de BTU por kilovatio hora (MBTU/kWh). En caso de que la planta utilice diésel 2 o diésel 6 como combustible, este consumo será expresado en galones por kilovatio hora (gal/kWh). El valor de esta variable será el ofertado por el adjudicatario de la obligación de prestación del servicio en la propuesta presentada en el proceso competitivo para cada planta j. El consumo específico de combustible será calculado en bornes del generador. De ser necesaria la aplicación de una equivalencia calorífica, esta será determinada por el Ministerio de Minas y Energía.

PCj,m: Precio del combustible de origen fósil o de su mezcla obligatoria con un biocombustible por disposición gubernamental, puesto en el sitio de la planta j del parque de generación, para el mes m, expresado en pesos por millón de BTU ($/MBTU) de forma general y en pesos por galón ($/gal) cuando el combustible empleado sea diésel 2, diésel 6 o la mezcla mencionada. El precio del combustible puesto en el sitio de la planta será definido por el Ministerio de Minas y Energía, con excepción del caso en que se utilice gas combustible, cuyo precio se encuentra regulado por la comisión mediante Resolución CREG 59 de 2009 o aquella que la modifique o sustituya.

Ejm-1: Energía entregada al sistema de distribución por la planta j, en el mes m-1. Esta variable se expresa en kilovatios hora (kWh) y será medida en bornes del generador.

PAR. 1º—El componente Gcm será igual a cero en la fórmula de cálculo de Gm cuando el valor de los costos de los combustibles deba estar incluido en el valor ofertado por el adjudicatario de la obligación de prestación del servicio en la propuesta que presente en el proceso competitivo, IAOMgt.

PAR. 2º—El valor de CECj de una planta de generación de energía eléctrica que no haya sido incluida dentro de la propuesta del proceso competitivo porque la misma sea el resultado de un proceso de adecuación, sea un reemplazo de otra planta que venía siendo utilizada o su combustible sea más económico que el inicialmente utilizado, será el presentado por el adjudicatario, en la propuesta del proceso competitivo, para la planta que fue adecuada, reemplazada o cuyo combustible haya sido sustituido. De forma semejante deberá determinarse el valor de PCj,m correspondiente.

ART. 4º—Modificar el artículo 19 de la Resolución CREG 76 de 2016, el cual quedará así:

ART. 19.—Determinación del componente de generación cuando el adjudicatario de la obligación de prestación del servicio para la actividad de generación asume el riesgo de demanda. Si se asigna el riesgo de demanda al prestador del servicio, el cargo de generación se calculará de la siguiente manera:

RES 87 CREG P139D
 

Donde:

Gm: Componente de generación, para el mes m, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh).

GIAOMm: Costos de inversión y gastos de administración, operación y mantenimiento en generación, para el mes m. Este valor, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh), se estimará así:

RES 87 CREG P139DD
 

Donde:

IAOMg0: Precio regulado que remunera al prestador del servicio las inversiones y gastos de administración, operación y mantenimiento requeridos para desarrollar la actividad de generación. Este precio, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh) del mes anterior al de la realización del proceso competitivo, será el ofertado por el adjudicatario de la obligación de prestación del servicio en la propuesta que presente en dicho proceso.

IPPm-1: Índice de precios al productor publicado por el DANE, para el mes m-1.

IPP0: Índice de precios al productor publicado por el DANE, para el mes anterior al de realización del proceso competitivo.

Gcm: Costos de los combustibles de origen fósil o de las mezclas obligatorias de estos con biocombustibles por disposición gubernamental, puestos en el sitio de operación de las plantas del parque de generación, para el mes m. Este valor, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh), se calculará así:

RES 87 CREG P139DDD
 

Donde:

Etm-1: Energía total entregada al sistema de distribución en el mes m-1, por las k plantas del parque de generación. Este valor se expresa en kilovatios hora (kWh) y será medido en bornes del generador.

k: Número total de plantas del parque de generación.

j: Planta j del parque de generación.

CECj: Consumo específico de combustible de origen fósil de la planta j, expresado en millones de BTU por kilovatio hora (MBTU/kWh). En caso de que la planta utilice diésel 2 o diésel 6 como combustible, este consumo será expresado en galones por kilovatio hora (gal/kWh). El valor de esta variable será el ofertado por el adjudicatario de la obligación de prestación del servicio en la propuesta presentada en el proceso competitivo para cada planta j. El consumo específico de combustible será calculado en bornes del generador. De ser necesaria la aplicación de una equivalencia calorífica, esta será determinada por el Ministerio de Minas y Energía.

PCj,m: Precio del combustible de origen fósil o de su mezcla obligatoria con un biocombustible por disposición gubernamental, puesto en el sitio de la planta j del parque de generación, para el mes m, expresado en pesos por millón de BTU ($/MBTU) de forma general y en pesos por galón ($/gal) cuando el combustible empleado sea diésel 2, diésel 6 o la mezcla mencionada. El precio del combustible puesto en el sitio de la planta será definido por el Ministerio de Minas y Energía, con excepción del caso en que se utilice gas combustible, cuyo precio se encuentra regulado por la comisión mediante Resolución CREG 59 de 2009 o aquella que la modifique o sustituya.

Ej,m-1: Energía entregada al sistema de distribución por la planta j, en el mes m-1. Esta variable se expresa en kilovatios hora (kWh) y será medida en bornes del generador.

PAR. 1º—El componente Gcm será igual a cero en la fórmula de cálculo de Gm cuando el valor de los costos de los combustibles deba estar incluido en el valor ofertado por el adjudicatario de la obligación de prestación del servicio en la propuesta que presente en el proceso competitivo, IAOMg0.

PAR. 2º—El valor de CECj de una planta de generación de energía eléctrica que no haya sido incluida dentro de la propuesta del proceso competitivo porque la misma sea el resultado de un proceso de adecuación, sea un reemplazo de otra planta que venía siendo utilizada o su combustible sea más económico que el inicialmente utilizado, será el presentado por el adjudicatario, en la propuesta del proceso competitivo, para la planta que fue adecuada, reemplazada o cuyo combustible haya sido sustituido. De forma semejante deberá determinarse el valor de PCj,m correspondiente.

ART. 5º—Modificar el artículo 20 de la Resolución CREG 76 de 2016, el cual quedará así:

ART. 20.—Determinación del componente de distribución cuando los usuarios asumen el riesgo de demanda. Si se asigna el riesgo de demanda a los usuarios del servicio, el componente de distribución se calculará de la siguiente manera:

Dn,m = DIAOMn,m

Donde:

Dn,m: Componente de distribución para el nivel de tensión n, para el mes m, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh).

DIAOMn,m: Costos de inversión y gastos de administración, operación y mantenimiento en distribución, para el nivel de tensión n, en el mes m.

Este valor, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh), se estimará así:

RES 87 CREG P140B
 

Donde:

IAOMdn,t: Valor para el año t y nivel de tensión n, del período de vigencia de la obligación de prestación del servicio, que remunera al prestador del servicio las inversiones y gastos de administración, operación y mantenimiento requeridos para la actividad de distribución. Este valor deberá estar expresado en pesos ($) del mes anterior al de la realización del proceso competitivo y será el ofertado por el adjudicatario de la obligación de prestación del servicio en la propuesta que presente en dicho proceso.

IPPm-1: Índice de precios al productor publicado por el DANE, para el mes m-1.

IPP0: Índice de precios al productor publicado por el DANE, para el mes anterior al de realización del proceso competitivo.

Vp-1: Promedio de las ventas mensuales de energía de los últimos doce (12) meses, expresado en kilovatios hora (kWh), calculado de la siguiente manera:

RES 87 CREG P140BB
 

Donde:

Drm: Demanda de energía real para el mes m, expresada en kilovatios hora (kWh), calculada de la siguiente manera:

RES 87 CREG P140BBB
 

Este valor será igual a Dpt hasta el mes 12 del periodo de vigencia de la obligación de la prestación del servicio.

Vm-i: Ventas de energía eléctrica para el mes m-i, expresadas en kilovatios hora (kWh).

Dpt: Demanda de energía proyectada para el año t del período de vigencia de la obligación de prestación del servicio, expresada en kilovatios hora (kWh).

FAm: Factor de ajuste para el mes m. Este ajuste se hará a partir del segundo mes del período de vigencia, de la siguiente manera:

RES 87 CREG P140C
 

Donde:

Vp-2: Promedio de las ventas mensuales de energía de los doce (12) meses anteriores al mes m-1, expresado en kilovatios hora (kWh). El cálculo se hará de la siguiente manera:

RES 87 CREG P140CC
 

ART. 6º—Modificar el artículo 21 de la Resolución CREG 76 de 2016, el cual quedará así:

ART. 21.—Determinación del componente de distribución cuando el adjudicatario de la obligación de prestación del servicio para la actividad de distribución asume el riesgo de demanda. Si se asigna el riesgo de demanda al prestador del servicio, el componente de distribución se calculará de la siguiente manera:

Dn,m = DIAOMn,m

Donde:

Dn,m: Componente de distribución, para el nivel de tensión n, para el mes m, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh).

DIAOMn,m: Costos de inversión y gastos de administración, operación y mantenimiento en distribución, para el nivel de tensión n, para el mes m. Este valor, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh), se estimará así:

RES 87 CREG P140CCC
 

Donde:

IAOMdn,0: Precio regulado para el nivel de tensión n, que remunera al prestador del servicio las inversiones y gastos de administración, operación y mantenimiento requeridos para la actividad de distribución. Este precio, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh) del mes anterior al de la realización del proceso competitivo, será el ofertado por el adjudicatario de la obligación de prestación del servicio en la propuesta que presente en dicho proceso.

IPPm-1: Índice de precios al productor publicado por el DANE, para el mes m-1.

IPP0: Índice de precios al productor publicado por el DANE, para el mes anterior al de realización del proceso competitivo.

ART. 7º—Modificar el artículo 22 de la Resolución CREG 76 de 2016, el cual quedará así:

ART. 22.—Determinación del componente de comercialización cuando los usuarios asumen el riesgo de demanda. Si se asigna el riesgo de demanda a los usuarios del servicio, el componente de comercialización se calculará de la siguiente manera:

Cm = CIAOMm

Donde:

Cm: Componente de comercialización para el mes m, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh).

CIAOMm: Costos de inversión y gastos de administración, operación y mantenimiento en comercialización, para el mes m. Este valor, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh), se estimará así:

RES 87 CREG P140D
 

Donde:

IAOMct: Valor para el año t, del periodo de vigencia de la obligación de prestación del servicio, que remunera las inversiones y gastos de administración, operación y mantenimiento requeridos para la actividad de comercialización. Este valor deberá estar expresado en pesos ($) del mes anterior al de la realización del proceso competitivo y será el ofertado por el adjudicatario de la obligación de prestación del servicio en la propuesta que presente en dicho proceso.

IPPm-1: Índice de precios al productor publicado por el DANE, para el mes m-1.

IPP0: Índice de precios al productor publicado por el DANE, para el mes anterior al de realización del proceso competitivo.

Vp-1: Promedio de las ventas mensuales de energía de los últimos doce (12) meses, expresado en kilovatios hora (kWh), calculado de la siguiente manera:

RES 87 CREG P141
 

Donde:

Drm: Demanda de energía real para el mes m, expresada en kilovatios hora (kWh), calculada de la siguiente manera:

RES 87 CREG P141A
 

Este valor será igual a Dpt hasta el mes 12 del periodo de vigencia de la obligación de la prestación del servicio.

Vm-i: Ventas de energía eléctrica para el mes m-i, expresadas en kilovatios hora (kWh).

Dpt: Demanda de energía proyectada para el año t del período de vigencia de la obligación de prestación del servicio, expresada en kilovatios hora (kWh).

FAm: Factor de ajuste para el mes m. Este ajuste se hará a partir del segundo mes del período de vigencia de la obligación de prestación del servicio, de la siguiente manera:

RES 87 CREG P141AA
 

Donde:

Vp-2: Promedio de las ventas mensuales de energía de los doce (12) meses anteriores al mes m-1, expresado en kilovatios hora (kWh). El cálculo se hará de la siguiente manera:

RES 87 CREG P141AAA
 

ART. 8º—Modificar el artículo 23 de la Resolución CREG 76 de 2016, el cual quedará así:

ART. 23.—Determinación del componente de comercialización cuando el adjudicatario de la obligación de prestación del servicio para la actividad de comercialización asume el riesgo de demanda. Si se asigna el riesgo de demanda al prestador del servicio, el componente de comercialización se calculará de la siguiente manera:

Cm = CIAOMm

Cm: Componente de comercialización para el mes m, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh).

CIAOMm: Costos de inversión y gastos de administración, operación y mantenimiento en comercialización, para el mes m. Este valor, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh), se estimará así:

RES 87 CREG P141B
 

IAOMc0: Precio regulado que remunera al prestador del servicio las inversiones y gastos de administración, operación y mantenimiento requeridos para la actividad de comercialización. Este precio, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh) del mes anterior al de la realización del proceso competitivo, será el ofertado por el adjudicatario de la obligación de prestación del servicio en la propuesta que presente en dicho proceso.

IPPm-1: Índice de precios al productor publicado por el DANE, para el mes m-1.

IPP0: Índice de precios al productor publicado por el DANE, para el mes anterior al de realización del proceso competitivo.

ART. 9º—Modificar el artículo 24 de la Resolución CREG 76 de 2016, el cual quedará así:

ART. 24.—Fórmula tarifaria general para usuarios regulados del servicio público de energía eléctrica para procesos competitivos por todas las actividades cuando los usuarios asumen el riesgo de demanda. Cuando la autoridad contratante realice un único proceso competitivo para adjudicar la obligación de prestación del servicio de todas las actividades para la prestación del servicio público de energía eléctrica en un área de servicio exclusivo y se asigne el riesgo de demanda a los usuarios del servicio, la fórmula tarifaria general aplicable a los usuarios regulados del servicio público domiciliario de energía eléctrica tendrá los siguientes componentes:

RES 87 CREG P141BB
 

Donde:

CUn,m: Costo unitario de prestación del servicio de energía eléctrica, para el nivel de tensión n, para el mes m, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh).

IAOMn,m: Costos de inversión y gastos de administración operación y mantenimiento en generación, en distribución para el nivel de tensión n, y en comercialización, para el mes m. Este valor, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh), se estimará así:

RES 87 CREG P141BBB
 

Donde:

IAOMnt: Valor para el año t, del período de vigencia de la obligación de prestación del servicio, que remunera las inversiones y gastos de administración, operación y mantenimiento requeridos para desarrollar las actividades de generación, distribución para el nivel de tensión n y comercialización. Este valor deberá estar expresado en pesos ($) del mes anterior al de la realización del proceso competitivo y será el ofertado por el adjudicatario de la obligación de prestación del servicio en la propuesta que presente en dicho proceso.

IPPm-1: Índice de precios al productor publicado por el DANE, para el mes m-1.

IPP0: Índice de precios al productor publicado por el DANE, para el mes anterior al de realización del proceso competitivo.

Vp-1: Promedio de las ventas mensuales de energía de los últimos doce (12) meses, expresado en kilovatios hora (kWh), calculado de la siguiente manera:

RES 87 CREG P141C
 

Donde:

Drm: Demanda de energía real para el mes m, expresada en kilovatios hora (kWh), calculada de la siguiente manera:

RES 87 CREG P141CC
 

Este valor será igual a Dpt hasta el mes 12 del periodo de vigencia de la obligación de la prestación del servicio.

Vm-i: Ventas de energía eléctrica para el mes m-i, expresadas en kilovatios hora (kWh).

Dpt: Demanda de energía proyectada para el año t del período de vigencia de la obligación de prestación del servicio, expresada en kilovatios hora (kWh).

FAm: Factor de ajuste para el mes m. Este ajuste se hará a partir del segundo mes del período de vigencia de la obligación de prestación del servicio, de la siguiente manera:

RES 87 CREG P141CCC
 

Donde:

Vp-2: Promedio de las ventas mensuales de energía de los doce (12) meses anteriores al mes m-1, expresado en kilovatios hora (kWh). El cálculo se hará de la siguiente manera:

RES 87 CREG P141D
 

Gcm: Costos de los combustibles de origen fósil o de las mezclas obligatorias de estos con biocombustibles por disposición gubernamental, puestos en el sitio de operación de las plantas del parque de generación, para el mes m. Este valor, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh), se calculará así:

RES 87 CREG P141DD
 

Donde:

Etm-1: Energía total entregada al sistema de distribución en el mes m-1, por las k plantas del parque de generación. Este valor se expresa en kilovatios hora (kWh) y será medida en bornes del generador.

k: Número total de plantas del parque de generación.

j: Planta j del parque de generación.

CECj: Consumo específico de combustible de origen fósil de la planta j, expresado en millones de BTU por kilovatio hora (MBTU/kWh). En caso de que la planta utilice diésel 2 o diésel 6 como combustible, este consumo será expresado en galones por kilovatio hora (gal/kWh). El valor de esta variable será el ofertado por el adjudicatario de la obligación de prestación del servicio en la propuesta presentada en el proceso competitivo para cada planta j. El consumo específico de combustible será calculado en bornes del generador. De ser necesaria la aplicación de una equivalencia calorífica, esta será determinada por el Ministerio de Minas y Energía.

PCj,m: Precio del combustible de origen fósil o de su mezcla obligatoria con un biocombustible por disposición gubernamental, puesto en el sitio de la planta j del parque de generación, para el mes m, expresado en pesos por millón de BTU ($/MBTU) de forma general y en pesos por galón ($/gal) cuando el combustible empleado sea diésel 2, diésel 6 o la mezcla mencionada. El precio del combustible puesto en el sitio de la planta será definido por el Ministerio de Minas y Energía, con excepción del caso en que se utilice gas combustible, cuyo precio se encuentra regulado por la comisión mediante Resolución CREG 59 de 2009 o aquella que la modifique o sustituya.

Ej,m-1: Energía entregada al sistema de distribución por la planta j, en el mes m-1. Esta variable se expresa en kilovatios hora (kWh) y será medida en bornes del generador.

Am: Ahorro en los costos de combustibles de origen fósil, ya sea por la incorporación de equipos que mejoren la eficiencia de las plantas de generación, por el reemplazo de alguna de estas o por la sustitución de combustible o de tecnología, en el mes m, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh), calculado de la siguiente manera:

RES 87 CREG P142
 

Donde:

α: Factor de ahorro, definido en los términos que expresamente acuerden las partes. Este factor podrá tomar valores mayores o iguales que cero (0) y menores o iguales que uno (1). La definición de este factor deberá sujetarse a lo previsto en el artículo 87 de la Ley 142 de 1994.

Etm-1: Energía total entregada al sistema de distribución en el mes m-1, por las k plantas del parque de generación. Este valor se expresa en kilovatios hora (kWh) y será medido en bornes del generador.

k: Número total de plantas del parque de generación.

j: Planta j del parque de generación.

CECj: Consumo específico de combustible de origen fósil de la planta j, expresado en millones de BTU por kilovatio hora (MBTU/kWh). En caso de que la planta utilice diésel 2 o diésel 6 como combustible, este consumo será expresado en galones por kilovatio hora (gal/kWh). El valor de esta variable será el ofertado por el adjudicatario de la obligación de prestación del servicio en la propuesta presentada en el proceso competitivo para cada planta j. El consumo específico de combustible será calculado en bornes del generador. De ser necesaria la aplicación de una equivalencia calorífica, esta será determinada por el Ministerio de Minas y Energía.

CECfj: Consumo específico de combustible de origen fósil de la planta j, propuesto por el adjudicatario de la obligación de prestación del servicio, durante la ejecución del contrato, para cada planta j que es adecuada, es reemplazo de otra planta que venía siendo utilizada o su combustible es más económico que el inicialmente utilizado. Esta variable se expresa en millones de BTU por kilovatio hora (MBTU/kWh). En caso de que la planta utilice diésel 2 o diésel 6 como combustible, este consumo será expresado en galones por kilovatio hora (gal/kWh). El consumo específico de combustible será calculado en bornes del generador. De ser necesaria la aplicación de una equivalencia calorífica, esta será determinada por el Ministerio de Minas y Energía. Para los casos en que la planta j no haya sido adecuada, no sea reemplazo de otra o no haya cambiado el combustible utilizado, el valor de CECfj será igual a CECj.

PCj,m: Precio del combustible de origen fósil o de su mezcla obligatoria con un biocombustible por disposición gubernamental, puesto en el sitio de la planta j del parque de generación, para el mes m, expresado en pesos por millón de BTU ($/MBTU) de forma general y en pesos por galón ($/gal) cuando el combustible empleado sea diésel 2, diésel 6 o la mezcla mencionada. El precio del combustible puesto en el sitio de la planta será definido por el Ministerio de Minas y Energía, con excepción del caso en que se utilice gas combustible, cuyo precio se encuentra regulado por la comisión mediante Resolución CREG 59 de 2009 o aquella que la modifique o sustituya.

PCfj,m: Precio del combustible sustituto, puesto en el sitio de la planta j del parque de generación para el mes m, expresado en pesos por millón de BTU ($/MBTU) de forma general y en pesos por galón ($/gal) cuando el combustible empleado sea diésel 2, diésel 6 o la mezcla obligatoria con un biocombustible por disposición gubernamental. El precio del combustible puesto en el sitio de la planta será definido por el Ministerio de Minas y Energía, con excepción del caso en que se utilice gas combustible, cuyo precio se encuentra regulado por la comisión mediante Resolución CREG 59 de 2009 o aquella que la modifique o sustituya. Para los casos en que la planta j no haya cambiado el combustible utilizado, el valor de PCfj,m será igual a PCj,m.

Ej,m-1: Energía entregada al sistema de distribución por la planta j, en el mes m-1. Esta variable se expresa en kilovatios hora (kWh) y será medida en bornes del generador.

PDn,m: Pérdidas de energía del sistema de distribución, en el nivel de tensión n, para el mes m. Este nivel de pérdidas será el ofertado por el adjudicatario de la obligación de prestación del servicio en la propuesta que presente en el proceso competitivo. Este valor se expresa como una fracción de la energía medida y entregada al sistema de distribución.

TMm: Cargo de monitoreo correspondiente al mes m de prestación del servicio, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh), de acuerdo con lo establecido en la presente resolución.

Itvm: Cargo de interventoría correspondiente al mes m de prestación del servicio, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh).

PAR. 1º—El componente Am únicamente se reconocerá cuando sea positivo.

PAR. 2º—En caso de que el combustible sustituido sea gas combustible, para efectos del cálculo de la variable PCj,m, el valor del precio del combustible puesto en el sitio de la planta j del parque de generación será el precio del gas determinado en el último contrato celebrado por el adjudicatario de la obligación de prestación del servicio de energía eléctrica en el área de servicio exclusivo, indexado por el índice de precios al productor, IPP, y se le adicionará el valor correspondiente al costo de transporte del gas hasta la central de generación.

PAR. 3º—En caso de que el combustible fósil sea sustituido por una fuente de energía renovable, las variables PCfj,m, precio del combustible, y CECfj, consumo específico de combustible, serán iguales a cero.

PAR. 4º—Para el sistema de medición de electricidad en zonas no interconectas, se tendrá en cuenta lo previsto en las leyes 142 y 143 de 1994 y las demás normas aplicables vigentes.

PAR. 5º—La información producida por cada prestador del servicio será enviada al Ministerio de Minas y Energía y formará parte del sistema único de información que administra la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y de la información del Fondo de Solidaridad y Redistribución de Ingresos que administra el Ministerio de Minas y Energía para la definición de subsidios y contribuciones del sector eléctrico.

PAR. 6º—El cargo de monitoreo será igual a cero hasta tanto este sea definido por la Comisión de Regulación de Energía y Gas mediante resolución posterior. Este cargo podrá ser revisado y ajustado por la comisión cuando lo considere necesario.

PAR. 7º—El componente Gcm será igual a cero en la fórmula de cálculo del CUn,m cuando el valor de los costos de los combustibles deba estar incluido en el valor ofertado por el adjudicatario de la obligación de prestación del servicio en la propuesta que presente en el proceso competitivo, IAOMn,t.

PAR. 8º—Los adjudicatarios deberán instalar equipos de medición a distancia, los cuales deberán contar con parámetros de medición compatibles con el centro nacional de monitoreo, CNM, o quien haga sus veces.

PAR. 9º—El valor de CECj de una planta de generación de energía eléctrica que no haya sido incluida dentro de la propuesta del proceso competitivo porque la misma sea el resultado de un proceso de adecuación, sea un reemplazo de otra planta que venía siendo utilizada o su combustible sea más económico que el inicialmente utilizado, será el presentado por el adjudicatario, en la propuesta del proceso competitivo, para la planta que fue adecuada, reemplazada o cuyo combustible haya sido sustituido. De forma semejante deberá determinarse el valor de PCj,m correspondiente.

PAR. 10.—Los valores de CECfj y PCfj,m podrán ser diferentes de los valores de CECj y PCj,m, correspondientes, solamente para aquellas plantas del parque de generación cuya adecuación, por incorporación de equipos que mejoren la eficiencia, reemplazo o cambio de combustible por uno más económico, no haya sido incorporado en la oferta del adjudicatario de la obligación de prestación de la actividad de generación.

ART. 10.—Modificar el artículo 25 de la Resolución CREG 76 de 2016, el cual quedará así:

ART. 25.—Fórmula tarifaria general para usuarios regulados del servicio público de energía eléctrica para procesos competitivos por todas las actividades cuando el adjudicatario de la obligación de prestación del servicio asume el riesgo de demanda. Cuando la autoridad contratante realice un único proceso competitivo para adjudicar la obligación de prestación del servicio de todas las actividades para la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica en un área de servicio exclusivo y se asigne el riesgo de demanda al adjudicatario de la obligación de prestación del servicio, la fórmula tarifaria general aplicable a los usuarios regulados del servicio público domiciliario de energía eléctrica tendrá los siguientes componentes:

RES 87 CREG P142D
 

Donde:

CUn,m: Costo unitario de prestación del servicio de energía eléctrica, para el nivel de tensión n, para el mes m, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh).

IAOMn,m: Costos de inversión y gastos de administración, operación y mantenimiento en generación, en distribución por nivel de tensión n, y en comercialización, para el mes m. Este valor, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh), se estimará así:

RES 87 CREG P142DD
 

Donde:

IAOMn,0: Precio regulado para el mes m del periodo de vigencia de la obligación de prestación del servicio, que remunera las inversiones y gastos de administración, operación y mantenimiento requeridos para las actividades de generación, distribución en el nivel de tensión n y comercialización. Este precio, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh) del mes anterior al de la realización del proceso competitivo, será el ofertado por el adjudicatario de la obligación de prestación del servicio en la propuesta que presente en dicho proceso.

IPPm-1: Índice de precios al productor publicado por el DANE, para el mes m-1.

IPP0: Índice de precios al productor publicado por el DANE, para el mes anterior al de realización del proceso competitivo.

Gcm: Costos de los combustibles de origen fósil o de las mezclas obligatorias de estos con biocombustibles por disposición gubernamental, puestos en el sitio de operación de las plantas del parque de generación, para el mes m. Este valor, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh), se calculará así:

RES 87 CREG P143A
 

Donde:

Etm-1: Energía total entregada al sistema de distribución en el mes m-1, por las k plantas del parque de generación. Este valor se expresa en kilovatios hora (kWh) y será medida en bornes del generador.

k: Número total de plantas del parque de generación.

j: Planta j del parque de generación.

CECj: Consumo específico de combustible de origen fósil de la planta j, expresado en millones de BTU por kilovatio hora (MBTU/kWh). En caso de que la planta utilice diésel 2 o diésel 6 como combustible, este consumo será expresado en galones por kilovatio hora (gal/kWh). El valor de esta variable será el ofertado por el adjudicatario de la obligación de prestación del servicio en la propuesta presentada en el proceso competitivo para cada planta j. El consumo específico de combustible será calculado en bornes del generador. De ser necesaria la aplicación de una equivalencia calorífica, esta será determinada por el Ministerio de Minas y Energía.

PCj,m: Precio del combustible de origen fósil o de su mezcla obligatoria con un biocombustible por disposición gubernamental, puesto en el sitio de la planta j del parque de generación, para el mes m, expresado en pesos por millón de BTU ($/MBTU) de forma general y en pesos por galón ($/gal) cuando el combustible empleado sea diésel 2, diésel 6 o la mezcla mencionada. El precio del combustible puesto en el sitio de la planta será definido por el Ministerio de Minas y Energía, con excepción del caso en que se utilice gas combustible, cuyo precio se encuentra regulado por la comisión mediante Resolución CREG 59 de 2009 o aquella que la modifique o sustituya.

Ej,m-1: Energía entregada al sistema de distribución por la planta j, en el mes m-1. Esta variable se expresa en kilovatios hora (kWh) y será medida en bornes del generador.

Am: Ahorro en los costos de combustibles de origen fósil, ya sea por la incorporación de equipos que mejoren la eficiencia de las plantas de generación, por el reemplazo de alguna de estas o por la sustitución de combustible o de tecnología, en el mes m, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh), calculado de la siguiente manera:

RES 87 CREG P143AA
 

Donde:

α: Factor de ahorro, definido en los términos que expresamente acuerden las partes. Este factor podrá tomar valores mayores o iguales que cero (0) y menores o iguales que uno (1). La definición de este factor deberá sujetarse a lo previsto en el artículo 87 de la Ley 142 de 1994.

Etm-1: Energía total entregada al sistema de distribución en el mes m-1, por las k plantas del parque de generación. Este valor se expresa en kilovatios hora (kWh) y será medido en bornes del generador.

k: Número total de plantas del parque de generación.

j: Planta j del parque de generación.

CECj: Consumo específico de combustible de origen fósil de la planta j, expresado en millones de BTU por kilovatio hora (MBTU/kWh). En caso de que la planta utilice diésel 2 o diésel 6 como combustible, este consumo será expresado en galones por kilovatio hora (gal/kWh). El valor de esta variable será el ofertado por el adjudicatario de la obligación de prestación del servicio en la propuesta presentada en el proceso competitivo para cada planta j. El consumo específico de combustible será calculado en bornes del generador. De ser necesaria la aplicación de una equivalencia calorífica, esta será determinada por el Ministerio de Minas y Energía.

CECfj: Consumo específico de combustible de origen fósil de la planta j, propuesto por el adjudicatario de la obligación de prestación del servicio, durante la ejecución del contrato, para cada planta j que es adecuada, es reemplazo de otra planta que venía siendo utilizada o su combustible es más económico que el inicialmente utilizado. Esta variable se expresa en millones de BTU por kilovatio hora (MBTU/kWh). En caso de que la planta utilice diésel 2 o diésel 6 como combustible, este consumo será expresado en galones por kilovatio hora (gal/kWh). El consumo específico de combustible será calculado en bornes del generador. De ser necesaria la aplicación de una equivalencia calorífica, esta será determinada por el Ministerio de Minas y Energía. Para los casos en que la planta j no haya sido adecuada, no sea reemplazo de otra o no haya cambiado el combustible utilizado, el valor de CECfj será igual a CECj.

PCj,m: Precio del combustible de origen fósil o de su mezcla obligatoria con un biocombustible por disposición gubernamental, puesto en el sitio de la planta j del parque de generación, para el mes m, expresado en pesos por millón de BTU ($/MBTU) de forma general y en pesos por galón ($/gal) cuando el combustible empleado sea diésel 2, diésel 6 o la mezcla mencionada. El precio del combustible puesto en el sitio de la planta será definido por el Ministerio de Minas y Energía, con excepción del caso en que se utilice gas combustible, cuyo precio se encuentra regulado por la comisión mediante Resolución CREG 59 de 2009 o aquella que la modifique o sustituya.

PCfj,m: Precio del combustible sustituto, puesto en el sitio de la planta j del parque de generación para el mes m, expresado en pesos por millón de BTU ($/MBTU) de forma general y en pesos por galón ($/gal) cuando el combustible empleado sea diésel 2, diésel 6 o la mezcla obligatoria con un biocombustible por disposición gubernamental. El precio del combustible puesto en el sitio de la planta será definido por el Ministerio de Minas y Energía, con excepción del caso en que se utilice gas combustible, cuyo precio se encuentra regulado por la comisión mediante Resolución CREG 59 de 2009 o aquella que la modifique o sustituya. Para los casos en que la planta j no haya cambiado el combustible utilizado, el valor de PCfj,m será igual a PCj,m.

Ej,m-1: Energía entregada al sistema de distribución por la planta j, en el mes m-1. Esta variable se expresa en kilovatios hora (kWh) y será medida en bornes del generador.

PDn,m: Pérdidas de energía del sistema de distribución, en el nivel de tensión n, para el mes m. Este nivel de pérdidas será el ofertado por el adjudicatario de la obligación de prestación del servicio en la propuesta que presente en el proceso competitivo. Este valor se expresa como una fracción de la energía medida y entregada al sistema de distribución.

TMm: Cargo de monitoreo correspondiente al mes m de prestación del servicio, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh), de acuerdo con lo establecido en la presente resolución.

Itvm: Cargo de interventoría correspondiente al mes m de prestación del servicio, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh).

PAR. 1º—El componente Am únicamente se reconocerá cuando sea positivo.

PAR. 2º—El componente Gcm será igual a cero en la fórmula de cálculo del CUn,m cuando el valor de los costos de los combustibles deba estar incluido en el valor ofertado por el adjudicatario de la obligación de prestación del servicio en la propuesta que presente en el proceso competitivo, IAOMn,0.

PAR. 3º—En caso de que el combustible sustituido sea gas combustible, para efectos del cálculo de la variable PCj,m, el valor del precio del combustible puesto en el sitio de la planta j del parque de generación será el precio del gas determinado en el último contrato celebrado por el adjudicatario de la obligación de prestación del servicio de energía eléctrica en el área de servicio exclusivo, indexado por el índice de precios al productor, IPP y se le adicionará el valor correspondiente al costo de transporte del gas hasta la central de generación.

PAR. 4º—En caso de que el combustible fósil sea sustituido por una fuente de energía renovable, las variables PCfj,m, precio del combustible, y CECfj, consumo específico de combustible, serán iguales a cero.

PAR. 5º—Para el sistema de medición de electricidad en zonas no interconectas, se tendrá en cuenta lo previsto en las leyes 142 y 143 de 1994 y las demás normas aplicables vigentes.

PAR. 6º—La información producida por cada prestador del servicio será enviada al Ministerio de Minas y Energía y formará parte del sistema único de información que administra la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y de la información del Fondo de Solidaridad y Redistribución de Ingresos que administra el Ministerio de Minas y Energía para la definición de subsidios y contribuciones del sector eléctrico.

PAR. 7º—El cargo de monitoreo será igual a cero hasta tanto este sea definido por la Comisión de Regulación de Energía y Gas mediante resolución posterior. Este cargo podrá ser revisado y ajustado por la comisión cuando lo considere necesario.

PAR. 8º—Los adjudicatarios deberán instalar equipos de medición a distancia, los cuales deberán contar con parámetros de medición compatibles con el centro nacional de monitoreo, CNM, o quien haga sus veces.

PAR. 9º—El valor de CECj de una planta de generación de energía eléctrica que no haya sido incluida dentro de la propuesta del proceso competitivo porque la misma sea el resultado de un proceso de adecuación, sea un reemplazo de otra planta que venía siendo utilizada o su combustible sea más económico que el inicialmente utilizado, será el presentado por el adjudicatario, en la propuesta del proceso competitivo, para la planta que fue adecuada, reemplazada o cuyo combustible haya sido sustituido. De forma semejante deberá determinarse el valor de PCj,m correspondiente.

PAR. 10.—Los valores de CECfj y PCfj,m podrán ser diferentes de los valores de CECj y PCj,m, correspondientes, solamente para aquellas plantas del parque de generación cuya adecuación, por incorporación de equipos que mejoren la eficiencia, reemplazo o cambio de combustible por uno más económico, no haya sido incorporado en la oferta del adjudicatario de la obligación de prestación de la actividad de generación.

ART. 11.—Modificar el artículo 36 de la Resolución CREG 76 de 2016, el cual quedará así:

ART. 36.—Vigencia de las fórmulas tarifarias generales. Las fórmulas tarifarias generales contenidas en los capítulos III y IV de la presente resolución regirán durante el período de vigencia de las áreas de servicio exclusivo establecidas de acuerdo con lo dispuesto en esta norma.

PAR.—Cuando se modifique, adicione o sustituya la presente resolución, las partes del contrato de concesión, de común acuerdo, podrán acoger las nuevas disposiciones o mantener las formulas aquí contenidas.

ART. 12.—Vigencia y derogatorias. La presente resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial y deroga todas las disposiciones que le sean contrarias.

Publíquese y cúmplase.