NUEVA FORMULA TARIFARIA Enero de 2008

Acatar lo dispuesto en el Decreto 387 Objetivos Acatar lo dispuesto en el Decreto 387 Debe reconocer el costo de la energía adquirida por los Comercializadores Minoristas que atienden Usuarios Regulados, y que dicha energía deberá ser adquirida a través de los mecanismos de mercado establecidos por la CREG. Las pérdidas de energía totales de un Mercado de Comercialización, que se apliquen para efectos del cálculo de la demanda comercial de los Comercializadores Minoristas que actúen en dicho Mercado, se distribuirán entre éstos a prorrata de sus ventas. Se incluirá un Costo Base de Comercialización que remunerará los costos fijos de los Comercializadores Minoristas y un margen de Comercialización que refleja los costos variables de la actividad. Se le reconocerá al Operador de Red el costo eficiente del Plan de reducción de Pérdidas No Técnicas, el cual será trasladado a todos los Usuarios Regulados y No Regulados conectados al respectivo OR

Transición y Pendientes Generación, se definen 2 etapas de transición antes del uso del esquema definitivo. Comercialización, establece la primera etapa de transición, la formulación definitiva hace parte de resolución independiente. Distribución, se establecerá en resolución independiente. Perdidas, se define la formulación para transición, faltan elementos para su aplicación definitiva los que se emitirán en resolución independiente.

Formula General Actual Propuesta Se introduce cargo fijo n= NT, m= mes en el que se calcula el CU, i= comercializador minorista, j= mercado de comercialización Se introduce cargo fijo Desaparece la Componente Om,t cambiando a Rm t pasando algunas de sus factores a la Componente Cm,t. PR pasa de un factor a una nueva componente.

GENERACIÓN Nueva Propuesta B=0.9 Actual La formula da un peso de 90% a la relación entre Pm y Mm dada por Alfa y el 10% restante corresponde a las compras de la empresa en el mes anterior. ( los valores de Pm y Mm son promedios de 12 meses actualizado con IPP, incluye ponderado de precios bolsa y contratos). B=0.9 Nueva Propuesta La nueva propuesta contempla tres etapas Antes del despacho del MOR Antes del cubrimiento del 100% MOR Después de cubrir el 100% con el MOR

PRIMERA ETAPA (en firme, aplicable a partir Feb 2008) GENERACIÓN Actual.. PRIMERA ETAPA (en firme, aplicable a partir Feb 2008) Alpha corresponde al valor calculado en Enero de 2007 (0.603021) Desaparece el Promedio Móvil 12. Pc y Mc corresponde a las compras en contratos de la compañía y el mercado respectivamente, en el mes anterior. Qc representa la porción de la demanda del comercializador que se compra en contratos Pb corresponde a: precio de bolsa mes anterior en compras propias Cc= energía comprada en bilaterales para MR en el mes m-1, en la hora h, DCR= demanda comercial regulada , Pb=precio bolsa cuando los bilaterales y el MOR no cubran la demanda regulada Se debe gestionar compras en contratos por debajo del Precios del Mercado Las Compras en Bolsa se trasladan directamente al usuario, si originan precios altos se difieren con el factor AJ, AJ amortigua las diferencias entre compras propias y el mercado, no se pierde, solo se difiere en el tiempo. Se activa cuando el G es superior a 1.3 G’

GENERACIÓN SEGUNDA ETAPA TERCERA ETAPA Actual.. SEGUNDA ETAPA Se reemplaza el traslado de los precios de compra en el mercado Spot por los precios de compra en el MOR TERCERA ETAPA Se elimina la fracción de compras en bilaterales, los comercializadores trasladan entonces el costo de compras de energía derivadas del MOR. En la segunda Etapa el diferencial entre la contratación bilateral y la demanda comercial será cubierta por el MOR. En estas dos etapas de presentarse compras en Bolsa con destino al MR se permite su traslado directo.

GENERACIÓN Actual.. Transición 1.. Se generan ingresos o perdidas en el traslado por alfa. Dada la pequeña desviación entre los precios de compra del 2007 y 2008, no se presentara un desviación significativa en 2008 para el cliente final por cambio de formula El mayor efecto del cambio regulatorio se reflejará en 2009 cuando entran los precios de los nuevos contratos. Mayor variación mensual para el cliente.

COMERCIALIZACIÓN Actual Nueva Propuesta La formula corresponde a un valor aprobado por facturas ($2.165 a pesos de Dic-01) variabilizado por el CFM de la compañía del año anterior y actualizado con IPC. Se genera un subsidio cruzado y da señales a los comercializadores de autodescreme. IPSE= índice de productividad del sector eléctrico (1% anual) Nueva Propuesta La nueva propuesta contempla transición, los detalles para la aplicación de la formula definitiva se emitirán en resolución posterior. Se adicionan factores antes de la Componente Om,t correspondientes a: El pago por servicios CND y SIC, el pago por servicios SSPD y CREG, y el pago por garantías ante el administrador del MEM

Nueva Propuesta ( Costo Fijo + Costo Variable ) COMERCIALIZACIÓN Actual.. Nueva Propuesta ( Costo Fijo + Costo Variable ) Transición (6 meses, desde febrero 2008) En la transición el valor del costo fijo es igual a cero. Con A diferencia de la fórmula actual en la transición las ventas de los clientes No regulados no se incluyen en el cálculo del CFM. ( Transición lineal de 6 meses para eliminarlo). La definición del Cfm y el C*m,t definitivos hacen parte de una resolución independiente. CER= valores pagados a SSPD y CREG el año anterior Vm= demanda del mes anterior CCD= valores pagados a CND y SIC CG= $0.12

RESTRICCIONES Actual Propuesta . Se eliminan los promedios Móviles de orden 3 manejados en la actualidad, se reconocen de igual forma los alivios en restricciones existentes: Rentas de Congestión y desviaciones. Se generara mayor variación mensual para el cliente final.

Distribución Transporte a voltajes inferiores a 220 kV: sistema de transmisión regional (STR: NT4) y sistema de distribución (SDL: NT 3,2,1) En NT1 la remuneración tiene una metodología diferente (Price cap), el regulador aprueba los cargos que remuneran la inversión y el AOM de acuerdo con una definición de la tipología de redes en NT1. Posible disminución del WACC por menor riesgo país.

Distribución Transporte a voltajes inferiores a 220 kV: sistema de transmisión regional (STR: NT4) y sistema de distribución (SDL:, NT 3,2,1) Costos anuales por el uso de los activos de los niveles de tensión 4, 3 y 2 WACC Nivel 4 – 14,06% Nivel 3,4 – 16,06% Nivel de Tensión (n) FAn 4 0.02 3 2 0.04 NE es igual a 0.041 donde: n : Nivel de Tensión 4, 3 ó 2 CAj,n: Costo anual por uso de los activos del Nivel de Tensión n, para el Operador de Red j. CAAEj,n: Costo anual equivalente de los Activos de Uso en el Nivel de Tensión n, para el Operador de Red j. CAANEj,n: Costo anual equivalente de los activos no eléctricos asignable al Nivel de Tensión n, para el Operador de Red j. AOMj,n: Gastos anuales de Administración, Operación y Mantenimiento asignables al Nivel de Tensión n, para el Operador de Red j.

Propuesta (a aplicar a partir de febrero de 2008) PÉRDIDAS Actual Es un factor constante que cambia para cada nivel de tensión Nivel IV: 3.53%, Nivel III: 5.06%,Nivel II: 7.10% y Nivel I:13.0% Propuesta (a aplicar a partir de febrero de 2008) Donde: IPRSTNm es la fracción asignada por perdidas del STN IPRn,m,j es la fracción reconocida por perdidas técnicas en el nivel de tensión n. CPROG es el costo anual del programa de reducción de perdidas NO TECNICAS aprobado por la Comisión. Vm son las ventas de la Compañía correspondientes a los últimos doce meses anteriores al mes m-3. El CPROG se asignará a prorrata de la demanda de los comercializadores en el respectivo mercado de comercialización y será cobrado por el OR conforme a su recaudo. Hasta tanto no se defina el CPROG se hará este igual a cero y se utilizaran los factores dados por la resolución CREG 031 de 1997 (actuales).

PÉRDIDAS (ASIGNACIÓN DE PR NO TECNICAS) Primera Etapa: PRTmer m corresponde a las perdidas totales ( técnicas + No técnicas) del respectivo mercado de Comercialización. Segunda Etapa: PRTmer m corresponden a las perdidas totales eficientes producto del programa de reducción de perdidas, si las perdidas totales se encuentran por encima de la senda la diferencia será asumida por el OR. PR Totales Pérdidas asumidas por el OR Senda Pérdidas asumidas por el Comercializadores , PR Técnicas El ASIC establecerá en 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. La metodología para la determinación de los valores de PRTmer, PRTEmer y Vcom será establecida en resolución independiente. Se estima una disminución de la demanda cercana a 2.7 GWh/mes lo que reduce cargos asociados en cerca de $4000 Millones al año.

Composición tarifa anterior Algunos componentes son gestionables por el minorista 30% 10% 100% 7% 5% 40-50% 2% Cargos gestionables por el minorista Cargos semi – gestionables por el distribuidor Cargos no gestionables

CONCLUSIÓN Los cambios propuestos por la comisión afectan positivamente la finanzas de la Compañía. Traslado directo de los costos de compra de energía en el Mercado. Traslado directo de los costos por restricciones. Reducción de perdidas al ceder una porción de las perdidas NO TECNICAS entre todos los comercializadores. Recursos del cliente encaminados a la reducción de perdidas NO TECNICAS. No obstante lo anterior preocupa para las empresas distribuidores que con el objeto de no afectar significativamente la tarifa final se reduzca la componente de DISTRIBUCIÓN. Las empresas COMERCIALIZADORAS temen por aumento en la cartera producto de la posible alza de tarifas.