Source: http://apolo.creg.gov.co/Publicac.nsf/Indice01/Resoluci%C3%B3n-2007-CREG099-2007
Timestamp: 2020-07-07 05:20:55
Document Index: 369793405

Matched Legal Cases: ['artículo 3', 'Artículo 2', 'Artículo 1', 'Artículo 6', 'Artículo 8', 'Artículo 11', 'Artículo 9', 'Artículo 16', 'Artículo 18', 'Artículo 19', 'Artículo 20', 'Artículo 6', 'Artículo 7', 'Artículo 8']

50BDADFF27C9251D0525785A007A6F90 Resolución - 2007 - CREG099-2007
RESOLUCIÓN No.099
( 12 DIC. 2007 )
Concordancia : Resolución-CREG056-2007-.
Que mediante Resolución CREG-047 de 2002 se sometió a consideración de los agentes, usuarios y terceros interesados, las bases sobre las cuales se establecerá la fórmula tarifaria del costo de prestación de servicio de electricidad a aplicar a usuarios regulados del SIN para el siguiente período tarifario, y que, como se indicó en el artículo 3, con dicho acto ° se dio inicio al trámite tendiente a establecer la respectiva fórmula tarifaria para el siguiente período;
Que mediante la expedición de la Resolución CREG-056 de 2007, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, sometió a consulta un proyecto de resolución para la adopción de la fórmula tarifaria general del costo de prestación incorporando nuevos análisis y directrices de política sobre el tema;
Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su Sesión 351 del 7 de diciembre de 2007, decidió hacer público el nuevo proyecto de resolución “Por la cual se aprueba la fórmula tarifaria general que permite a los Comercializadores Minoristas de electricidad establecer los costos de prestación del servicio a usuarios regulados en el Sistema Interconectado Nacional”;
Artículo 2. Se invita a los Agentes, a los usuarios, a los gremios y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, para que remitan sus observaciones o sugerencias sobre la propuesta, dentro de los cinco (5) días hábiles siguiente a la publicación de la presente Resolución en la página Web de la Comisión de Regulación de Energía y Gas.
Dada en Bogotá, D.C., 07 DIC. 2007
Que el Decreto 387 de 2007 establece que “La CREG deberá incorporar las políticas establecidas en este artículo a más tardar el 1° de enero de 2008.”
Artículo 1. OBJETO. La presente Resolución tiene como objeto establecer la fórmula tarifaria general que permite a los Comercializadores Minoristas en el Sistema Interconectado Nacional, calcular los Costos Máximos de Prestación del Servicio de Energía Eléctrica a trasladar a los usuarios y determinar las tarifas aplicables a los usuarios finales regulados.
Demanda Comercial del Comercializador Minorista por Mercado de Comercialización: Corresponde al valor de la demanda de energía eléctrica del conjunto de Usuarios Regulados y No Regulados que son atendidos por un Comercializador Minorista afectada con las pérdidas técnicas reconocidas para el respectivo OR donde se encuentren conectadas sus fronteras comerciales, las pérdidas no técnicas asignadas a cada Comercializador Minorista conforme lo establezca la Comisión en resolución independiente y las pérdidas en el Sistema de Transmisión Nacional (STN).
Demanda Comercial del Mercado Regulado: Corresponde al valor de la demanda de energía eléctrica del conjunto de Usuarios Regulados que son atendidos por un Comercializador Minorista afectada con las pérdidas técnicas reconocidas para el respectivo OR donde se encuentre conectada sus fronteras comerciales, las pérdidas no técnicas asignadas a cada Comercializador Minorista conforme lo establezca la Comisión en resolución independiente y las pérdidas en el Sistema de Transmisión Nacional (STN).
Mercado Organizado Regulado–MOR-: Conjunto de transacciones centralizadas para la compraventa de contratos financieros estandarizados de energía eléctrica con destino a usuarios finales regulados.
Pérdidas Totales de Energía: Energía total que se pierde en un Mercado de Comercialización y en los Sistemas de Transmisión y/o Distribución Local por efecto de las Pérdidas Técnicas y No Técnicas de Energía, calculada según metodología que definirá la Comisión en resolución posterior.
i	: Comercializador Minorista
j	: Es el Mercado de Comercialización
: Componente variable del costo unitario de prestación del servicio ($/kWh) para los usuarios conectados al nivel de tensión n, correspondiente al mes m, del Comercializador Minorista i, en el Mercado de Comercialización j.
: Costo de compra de energía ($/kWh) para el mes m, del Comercializador Minorista i, en el Mercado de Comercialización j, determinados conforme se establece en el Capítulo III de la presente Resolución.
: Margen de Comercialización correspondiente al mes m, del Comercializador Minorista i, en el mercado de comercialización j que incluye los costos variables de la actividad de comercialización, expresado en ($/kWh) y determinado conforme al Capítulo V de la presente Resolución.
: Costo de Restricciones y de Servicios asociados con generación en $/kWh asignados al Comercializador Minorista i en el mes m, conforme al Capítulo VI de la presente Resolución.
: Costo de compra, transporte y reducción de pérdidas de energía ($/kWh) acumuladas hasta el nivel de tensión n, para el mes m, del Comercializador Minorista i, en el Mercado de Comercialización j, determinado conforme se establece en el Capítulo VII de la presente Resolución.
: Componente fija del costo unitario de prestación del servicio ($/factura) correspondiente al mes m para el mercado de comercialización j.
: Costo Base de Comercialización ($/factura) correspondiente al mes m, para el mercado de comercialización j.
Parágrafo 1: El costo máximo del servicio en un período dado corresponderá a la suma de: i) el producto entre el consumo en kWh en dicho período y el componente variable del costo unitario ; y ii) el valor del componente fijo del costo unitario .
Artículo 6. Costo máximos de traslado de compra de energía para la primera fase de la transición, ( ). A partir del primero de enero de 2008 y hasta tanto se despache el primer contrato del Mercado Organizado Regulado, el costo máximo de compra a trasladar al usuario final se determinará de conformidad con la siguiente expresión:
: Comercializador Minorista i.
: Mercado de Comercialización j.
: Demanda Comercial Regulada del Comercializador Minorista i en el mes m-1.
: Es el menor valor entre 1 y el resultante de la relación energía comprada por el Comercializador Minorista i mediante contratos bilaterales con destino al mercado regulado y la Demanda Comercial del Mercado Regulado del Comercializador Minorista, en el mes m-1.
: Energía comprada mediante contratos bilaterales por el Comercializador Minorista i con destino al mercado regulado en el mes m-1, en la hora h.
: Costo Promedio ponderado por energía, expresado en $/kWh, de las compras propias del Comercializador Minorista i mediante contratos bilaterales con destino al mercado regulado, despachados en el mes m-1.
: Costo Promedio ponderado por energía, expresado en $/kWh, de todos los contratos despachados en el Mercado de Energía Mayorista en el mes m-1 con destino al mercado regulado.
: Número de contratos bilaterales del Comercializador i despachados en mes m-1.
: Precio de la energía comprada en Bolsa por el Comercializador Minorista i, en el mes m-1, expresado en $/kWh, cuando las cantidades adquiridas en las subastas del MOR y en contratos bilaterales no cubran la totalidad de la demanda regulada.
: Compras en Bolsa del Comercializador Minorista i (kWh) en la hora h.
: Factor de ajuste que se aplica al costo máximo de compra de energía expresado en $/kWh del Comercializador i para el mes m calculado conforme al Anexo 1 de la presente resolución.
Parágrafo 1. Hasta tanto la Comisión no expida la resolución que establezca las pérdidas no técnicas que se asignarán a cada Comercializador Minorista la Demanda Comercial Regulada para cada Comercializador Minorista, se seguirá estableciendo conforme los procedimientos actuales.
Costos máximos de traslado de compra de energía para la segunda fase de la transición, ( ). A partir del segundo mes de despacho de la energía transada en el MOR y mientras estén vigentes los contratos bilaterales con destino al Mercado Regulado, el costo máximo de compra de energía a trasladar al usuario final se determinará de conformidad con la siguiente expresión:
: Es el menor valor entre 1 y el resultante de la relación energía comprada por el Comercializador Minorista i mediante contratos bilaterales con destino al mercado regulado y la Demanda Comercial Regulada del Comercializador Minorista.
: Energía comprada mediante contratos bilaterales por el Comercializador Minorista i con destino al mercado regulado en el mes m-1.
: Energía comprada en el MOR por el Comercializador Minorista i con destino al mercado regulado en el mes m-1.
: Número de contratos MOR del Comercializador i despachados en mes m-1.
: Costo Promedio ponderado por energía, expresado en $/kWh, de todos los contratos despachados en el Mercado de Energía Mayorista en el mes m-1 con destino a abastecer el mercado regulado.
: Valor de del Comercializador Minorista i del mercado de comercialización j para el mes de enero de 2007, calculado conforme la metodología de la Resolución CREG 031 de 1997.
: Fracción de la Demanda Comercial del Comercializador Minorista i atendida mediante compras en Bolsa para abastecer el mercado regulado en el mes m-1, cuando las cantidades adquiridas en las subastas del MOR y en contratos bilaterales no cubran la totalidad de la Demanda Comercial Regulada.
: Precios promedio de la energía comprada en Bolsa por el Comercializador Minorista i, en el mes m-1, expresado en $/kWh, cuando las cantidades adquiridas en las subastas del MOR y en contratos bilaterales no cubran la totalidad de la demanda regulada.
: Número de horas del mes m-1
: Fracción de la Demanda Comercial del Comercializador Minorista i atendida con compras en el MOR, para abastecer el mercado regulado, en el mes m-1.
: Precio de cierre en el MOR en la subasta h ($/kWh)
: Cantidad de energía comprada en el MOR por el Agente en la subasta h (kWh), para el mes m-1.
: Número de subastas realizadas en el MOR para el mercado regulado para el mes m-1.
Artículo 8. Costos máximos de traslado de compra de energía con mecanismos de mercado, ( ). A partir del momento en el cual el Comercializador Minorista no tenga contratos bilaterales vigentes con destino al mercado regulado, la energía requerida por los usuarios regulados será adquirida en el MOR, donde el costo máximo de compra a trasladar al usuario final será:
: Fracción de la Demanda Comercial del Comercializador Minorista i, atendida mediante compras en Bolsa para abastecer el mercado regulado en el mes m-1, cuando las cantidades adquiridas en las subastas del MOR no cubran la totalidad de la demanda regulada.
: Precios promedio de la energía comprada en Bolsa por el Comercializador Minorista, en el mes m-1, expresado en $/kWh, cuando las cantidades adquiridas en las subastas del MOR no cubran la totalidad de la demanda regulada.
: Precio promedio ponderado resultante de los precios obtenidos en las diferentes subastas del MOR por la energía adquirida por el Comercializador Minorista en el Mercado Organizado Regulado ($/kWh), para cubrir su demanda regulada en el mes m-1.
Parágrafo 1. En el caso que los Comercializadores Minoristas presenten diferencias entre la demanda comercial y la demanda contratada, el precio de bolsa a trasladar corresponderá al neto de compras y ventas de energía de estos agentes en Bolsa.
:	Cargos por uso del STN expresados en ($/kWh), publicado por el LAC al Comercializador Minorista para el mes m, de acuerdo con la metodología vigente de remuneración del Sistema de Transmisión Nacional.
: Cargo por uso del STR y el SDL, trasladados al Comercializador Minorista correspondiente al mes m, para el nivel de tensión n, en que se encuentre conectado el usuario regulado, de acuerdo con los cargos por uso de STR y SDL del área de distribución respectiva, que se encuentren vigentes.
Parágrafo 1. Mientras se expiden los cargos por área de distribución a que se refiere el Decreto 388 de 2007 y aquellos que lo sustituyan modifiquen o complementen, el cargo corresponderá al cargo trasladado al Comercializador Minorista por el LAC y el Operador de Red del sistema de distribución respectivo, correspondiente al mes m, para el nivel de tensión n, en que se encuentre conectado el usuario regulado, de acuerdo con los cargos por uso de STR y SDL del Operador de Red, que se encuentren vigentes.
Artículo 11. Costos de Comercialización, y : Los costos de comercialización del servicio de electricidad se determinarán conforme la siguiente expresión:
: Margen de Comercialización para del Comercializador Minorista i, del mercado de comercialización j, que incluye los costos variables de la actividad de comercialización correspondiente al mes m, expresado en ($/kWh).
: Costo Base de Comercialización ($/factura), para el mercado de comercialización j, correspondiente al mes m, conforme se establezca en la resolución de metodología para la remuneración de la actividad de comercialización.
: Costos variables de la actividad de comercialización, para el mercado de comercialización j, en el mes m, conforme se establezca en la resolución de metodología para la remuneración de la actividad de comercialización.
: Costo mensual de las Contribuciones a las Entidades de Regulación (CREG) y Control (SSPD) liquidado al Comercializador Minorista i, conforme a la regulación vigente. El costo mensual de las contribuciones corresponderá a una doceava parte del pago anual que se efectúa a la CREG y a la SSPD y será incluido en la tarifa a partir de la fecha de dicho pago.
: Ventas Totales a Usuarios Finales, regulados y no regulados del Comercializador Minorista i, expresadas en kWh, en el mes m-1.
: Costos de los servicios del Centro Nacional de Despacho y ASIC expresados en Pesos ($) asignados al Comercializador Minorista i, correspondiente al mes m-1, de acuerdo con la regulación vigente.
: Costos de Garantías en el Mercado Mayorista expresado en Pesos ($), que se asignen al Comercializador Minorista i, correspondiente al mes m-1, conforme con la regulación vigente.
: El Costo Base de Comercialización expresado en $/Factura del Comercializador, determinado con base en lo dispuesto en la Resolución CREG-031 de 1997.
: Hasta tanto se defina el nuevo cargo de comercialización, el Consumo Facturado Medio del Comercializador Minorista en el año t-1 de los usuarios conectados al sistema de distribución donde es aplicable el cargo. (Total de kWh vendidos a usuarios regulados y no regulados dividido entre el total de facturas expedidas a usuarios regulados y no regulados, sin considerar las debidas a errores de facturación).
: Variación acumulada en el Índice de Productividad del Sector Eléctrico. Esta variación se asumirá como del 1% anual.
IPCm-1	: Índice de Precios al Consumidor del mes m-1.
IPC0	: Índice de Precios al Consumidor del mes al que está referenciado el C*0.
: Costos de Garantías en el Mercado Mayorista expresado en $/kWh, que se asignen al comercializador conforme la regulación vigente. En la transición dichos costos corresponden a los que se ocasionan como consecuencia de la Resolución CREG 036 de 2006, o aquellas que las adicionen, modifiquen o sustituyan.
Costos por Restricciones y Servicios Asociados con Generación, ( ): El costo por restricciones y servicios asociados con generación se determinará según la siguiente expresión:
: Costo de Restricciones y de Servicios asociados con generación en $/kWh asignados al Comercializador Minorista i en el mes m.
: Corresponde al valor de las ventas del Comercializador Minorista en el mes (m-1), expresado en kWh con destino a usuarios regulados y no regulados de los mercados de comercialización que atienda.
:	Costo total de restricciones expresado en pesos ($) asignados por el ASIC al Comercializador Minorista en el mes m-1, conforme con la regulación vigente, incluyendo:
Como mayor valor, los costos por concepto de remuneración del proyecto línea de 230 kV a doble circuito, de 13.2 km, entre la Subestación Guatapé y la línea San Carlos – Ancón Sur, asignado por el Liquidador y Administrador de Cuentas (LAC), a todos los comercializadores del Sistema Interconectado Nacional, a prorrata de su demanda real, de acuerdo con lo dispuesto en la Resolución CREG 147 de 2001, o aquellas que la modifiquen, complementen ó sustituyan.
: Costos de compra de energía ($/kWh) del Comercializador Minorista i para el mes m determinados conforme se establece en el Capítulo III de la presente Resolución.
: Fracción de la Demanda Real del Comercializador Minorista que corresponde a las pérdidas de energía por uso del Sistema de Transmisión Nacional asignadas por el ASIC durante el mes m-1, conforme a la metodología vigente.
: Cargos por uso del Sistema Nacional de Transmisión ($/kwh) para el mes m determinados conforme al Artículo 9 de la presente Resolución.
: Costo anual, expresado en pesos, asignado al Comercializador Minorista i, del Programa de Reducción de Pérdidas No Técnicas aprobado por la CREG para un Operador de Red, conforme la regulación vigente.
: Ventas Totales facturadas a Usuarios Finales, regulados y no regulados del Comercializador Minorista, calculadas en los doce meses anteriores al mes m-3, expresadas en kWh.
: Factor de Cumplimiento del Programa de Reducción de Pérdidas No Técnicas.
Parágrafo 1. El Factor de Cumplimiento del Programa de Reducción de Pérdidas No Técnicas será de 1 para el primer año de inicio del Programa. A partir del segundo año, y por el periodo que dure el Programa conforme a la Senda de Reducción de Pérdidas No Técnicas, la variable será ponderada por el Factor de Cumplimiento del año inmediatamente anterior. El Factor de Cumplimiento se aproximará a uno (1) cuando éste sea mayor de 0.9.
Parágrafo 2. El Programa de Reducción de Pérdidas No Técnicas y sus costos serán definidos por la Comisión en regulación independiente. Hasta tanto estos sean determinados, se aplicarán las siguientes reglas:
Parágrafo 3. Una vez inicie el Programa de Reducción de Pérdidas No Técnicas, el factor corresponderá al aprobado por la CREG para cada nivel de tensión en desarrollo de Programa de Reducción de Pérdidas No Técnicas de Energía que presente el Operador de Red del Mercado de Comercialización correspondiente.
Parágrafo 1: El ASIC calculará para cada Mercado de Comercialización, conforme a los procedimientos que disponga la CREG en resolución independiente, la Demanda Comercial del Comercializador Minorista por Mercado de Comercialización.
Parágrafo 2: Al mes siguiente de ser facturado, el Comercializador Minorista de un Mercado de Comercialización girará al Operador de Red correspondiente, la fracción del costo del Programa de Reducción de Pérdidas No Técnicas según la participación de sus ventas a usuarios finales.
Artículo 16. Asignación de Pérdidas No Técnicas: La asignación de Pérdidas No Técnicas de Energía entre los Comercializadores Minoristas de un Mercado de Comercialización para efectos del cálculo de la Demanda Comercial del Comercializador Minorista por Mercado de Comercialización se realizará por parte del ASIC conforme el Anexo 2 de la presente Resolución.
Artículo 18. Aplicación de las normas sobre subsidios y contribuciones: Una vez el Comercializador Minorista determine el costo de prestación del servicio de electricidad con base en la fórmula de costos establecida en la presente resolución, aplicará las disposiciones sobre subsidios y contribuciones para efectos de determinar la tarifa.
AArtículo 19. ctualización de los costos y las tarifas: Durante el período de vigencia de las fórmulas, los comercializadores podrán actualizar los costos de prestación del servicio, aplicando las variaciones en los índices de precios del Anexo 3 de la presente resolución con sujeción a las normas sobre subsidios y contribuciones.
Artículo 20. Publicación: El Comercializador Minorista publicará en un periódico de amplia circulación, en los municipios donde preste el servicio, o en uno de amplia circulación nacional, en forma simple y comprensible las tarifas que aplicará a sus usuarios. Tal deber lo cumplirá antes de aplicar las tarifas o cada vez que reajuste las mismas. Los nuevos valores deberá comunicarlos a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a la Comisión de Regulación de Energía y Gas. Dicha publicación incluirá los valores de cada uno de los componentes de la Fórmula Tarifaria General.
Parágrafo. Los Comercializadores Minoristas dispondrán de un plazo hasta de un (1) mes para adecuar sus sistemas comerciales, con el fin de dar cumplimiento a lo dispuesto en la presente resolución.
Cálculo del . El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) deberá suministrar la información del Costo Promedio Mensual ($/kWh) de todas las transacciones realizadas en el mercado mayorista mediante Contratos con destino al mercado regulado, denominado Mc, a más tardar el sexto día calendario del mes siguiente al consumo, con la información que tenga disponible.
Cálculo del . El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) deberá suministrar la información para el cálculo de este componente, a más tardar el sexto día calendario del mes siguiente al consumo, con la información que tenga disponible.
Cálculo del . El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) deberá suministrar la información de los costos por Centro Nacional de Despacho, ASIC y LAC asignados al Comercializador Minorista (CCD), a más tardar el sexto día calendario del mes siguiente al que corresponden los respectivos Cargos, con la información que tenga disponible.
Cálculo del .El Liquidador y Administrador de Cuentas del STN (LAC) deberá suministrar el valor de los Cargos por Uso del STN aplicables a los Comercializadores, a más tardar el sexto día calendario del mes siguiente al que corresponden los respectivos Cargos, con la información que tenga disponible.
Cálculo del . El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) deberá suministrar el valor de las pérdidas de energía por uso del Sistema de de Transmisión Nacional, aplicables a los Comercializadores, a más tardar el sexto día calendario del mes siguiente, con la información que tenga disponible.
CÁLCULO DEL AJUSTE TARIFARIO DE COMPRAS EN BOLSA
La variable de ajuste tarifario al costo máximo de compra de energía AJ se calculará de para cada una de las fases de la transición de que trata el Capítulo III de la presente Resolución, como se muestra en el presente anexo. Para el Comercializador i del mercado j, la variable de ajuste será la siguiente:
: Factor de ajuste que se aplica al costo máximo de compra de energía expresado en $/kWh del Comercializador i para el mes m.
: Valor máximo del componente G en el mes m.
: Ventas de energía al Mercado Regulado para el mes m.
: Saldo acumulado de las diferencias entre el Costo Reconocido y el valor trasladado en la tarifa . A la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución dicho valor será cero.
Tasa de interés nominal mensual que se le reconoce al Comercializador Minorista por los saldos acumulados en la variable . Este valor equivaldrá al promedio de la tasa de crédito preferencial reportada por los establecimientos bancarios a la Superintendencia Financiera para el último mes disponible.
: Costo reconocido de compra de energía ($/kWh) para el mes m. Dicho valor equivale al valor del componente descontado la variable . El valor de para las fases de transición primera y segunda así como en la definitiva de Costos máximos de compra de energía será, conforme al Artículo 6, Artículo 7, y Artículo 8 de la presente resolución, los siguientes:
Primera fase de transición:
Segunda fase de transición:
: La variable de referencia tomará los siguientes valores en cada una de las fases de la transición:
Segunda fase y fórmula definitiva:
: Pérdidas técnicas eficientes de todos los niveles de tensión del Mercado de Comercialización respectivo en el mes m (kWh), que aprobará la Comisión en Resolución independiente.
Las pérdidas de energía que superen los valores correspondientes a la senda aprobada por la Comisión serán asumidas por el Operador de Red responsable de las mismas, a través del Comercializador Minorista con quien tenga vinculación económica.
:	Es el Índice de Precios definido para la Componente variable del costo unitario de prestación del servicio de Energía Eléctrica en el mes m.
:	Es el Componente variable del costo unitario de prestación del servicio de Energía Eléctrica expresado en $/kWh, en el nivel de tensión n, del Comercializador Minorista i, en el Mercado de Comercialización j, para el mes m.
:	Es el Componente variable del costo unitario de prestación del servicio de Energía Eléctrica ($/kWh), en el nivel de tensión n, del Comercializador Minorista i, en el Mercado de Comercialización j, aplicado en el mes base.
:	Es el Índice de Precios definido para la componente fija del costo unitario de prestación del servicio, en el mes m.
:	Es la Componente fija del costo unitario de prestación del servicio ($/factura) en el mes m, para el mercado de comercialización j.
:	Es el Cargo Fijo expresado en $/factura, para el mercado de comercialización j, calculado para el mes base.
:	Es el Índice de Precios definido del componente , en el mes m.
:	Es el Costo de compra de energía ($/kWh) del Comercializador Minorista i, en el Mercado de Comercialización j, en el mes m.
:	Es el Costo de compra de energía expresado en $/kWh, del Comercializador Minorista i, en el Mercado de Comercialización j, trasladado en el , calculado para el mes base.
:	Es el Costo de Restricciones y de Servicios asociados con generación en $/kWh asignados al Comercializador Minorista i en el mes m.
:	Es Costo de Restricciones y de Servicios asociados con generación en $/kWh asignados al Comercializador Minorista i, trasladado en el , calculado para el mes base.
:	Es el Índice de Precios definido del componente en el mes m.
:	Es el Costo promedio por uso del STN ($/kWh), trasladado en el calculado para el mes base.
:	Es el costo de distribución en $/kWh correspondiente al nivel de tensión n, de acuerdo con lo establecido en la regulación vigente calculado para el mes base y trasladado en el .
: Es el Índice de Precios definido del componente en el mes m.
: Es el Margen de Comercialización para del Comercializador Minorista i, del mercado de comercialización j, expresado en $/kWh, en el mes m.
: Es el Margen de Comercialización para del Comercializador Minorista i, del mercado de comercialización j, expresado en $/kWh, trasladado en el , calculado para el mes base.
: Es el Costo de compra, transporte y reducción de pérdidas de energía expresado en $/kWh, en el mes m.
:	Es el Costo de Costo de compra, transporte y reducción de pérdidas de energía en $/kWh, trasladado en el calculado para el mes base.
Ultima actualización: 26/02/2008 04:38:14 p.m.
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