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Timestamp: 2018-12-15 16:34:35+00:00

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RESOLUCIÓN 240B DE 22 DE DICIEMBRE DE 2015
CONTENIDO:ORDENA HACER PÚBLICO UN PROYECTO DE RESOLUCIÓN DE CARÁCTER GENERAL, 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.
RESOLUCIÓN 240B DE 2015
“Por la cual se ordena hacer público un proyecto de resolución de carácter general, ‘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’”.
(Nota: Véase Resolución 135 de 2016 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y GAS)
(Nota: Véase Resolución 66 de 2016 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y GAS)
El Decreto 1078 de 2015 en su artículo 2.2.13.3.4, dispone que tres meses antes de la entrada en vigencia de las fórmulas tarifarias deberán hacerse públicos en la página web de la comisión, el proyecto de resolución.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 695 del 22 de diciembre de 2015, acordó hacer público el 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”.
ART. 1º—Hágase público el 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”.
ART. 2º—Se invita a los agentes, a los usuarios, a las autoridades locales municipales y departamentales competentes y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, para que remitan sus observaciones o sugerencias sobre la propuesta, dentro de los tres (3) meses siguientes a la publicación de la presente resolución en la página web de la Comisión de Regulación de Energía y Gas.
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 Bogotá, D.C., o al correo electrónico creg@creg.gov.co
en ejercicio de las atribuciones legales, en especial las conferidas por las leyes 142 y 143 de 1994, y los Decretos 1524, 2253 de 1994 y 1260 de 2013.
Según lo dispone el artículo 90.2 de la Ley 142 de 1994, podrá incluirse dentro de las fórmulas tarifarias un cargo fijo que refleje los costos económicos involucrados en garantizar la disponibilidad permanente del servicio para el usuario, independientemente del nivel de uso.
De conformidad con lo establecido en el artículo 35 de la ley 142 de 1994, las comisiones de regulación podrán exigir, por vía general, que las empresas adquieran el bien o servicio que distribuyan, a través de licitaciones públicas o cualquier otro procedimiento que estimule la concurrencia de oferentes.
El artículo 126 de la Ley 142 de 1994, estableció que vencido el período de vigencia de las fórmulas tarifarias, estas continuarán rigiendo mientras la comisión no fije las nuevas.
Mediante la Resolución CREG 031 de 1997 se aprobaron las fórmulas generales que permitieron a los comercializadores de electricidad establecer los costos de prestación del servicio a usuarios regulados en el sistema interconectado nacional.
La Resolución CREG 005 de 2000 precisó las fuentes de información para calcular el Costo Unitario de Prestación del Servicio (CU) definido en la Resolución CREG 031 de 1997.
Mediante el Decreto 387 de 2007, el Gobierno Nacional estableció que las fórmulas tarifarias deben 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.
Mediante el Decreto 387 de 2007, el Gobierno Nacional estableció que la fórmula tarifaria 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.
Mediante el Decreto 387 de 2007, el Gobierno Nacional estableció que la CREG 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.
Con la Resolución CREG 119 de 2007 la comisión aprobó 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.
El artículo 11 de la Resolución CREG 119 de 2007 definió las variables Cvm,i,j y el Cfm,j como el margen y el costo base a reconocer a los comercializadores que atienden usuarios regulados, respectivamente.
La Resolución CREG 119 de 2007 fue modificada por las resoluciones CREG, 017 de 2008, 018 de 2008, 156 de 2009, 173 de 2011 y 191 de 2014.
De conformidad con el artículo 1º del Decreto 3414 de 2009, “la Comisión de Regulación de Energía y Gas, al adoptar la metodología de remuneración de la actividad de comercialización solo aplicará lo dispuesto por el literal g) del artículo 3º del Decreto 387 de 2007, si al momento de aprobar dicha metodología, el Ministerio de Minas y Energía establece que a la luz de lo previsto en el marco de gasto de mediano plazo, dispondrá de los recursos necesarios para sufragar los gastos adicionales por concepto de subsidios a la demanda”.
De conformidad con el artículo 2º del Decreto 3414 de 2009, para efectos de la aplicación de lo dispuesto en el artículo 1º del mismo decreto, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, realizará los ajustes necesarios a la Resolución CREG 119 de 2007.
La Resolución CREG 097 de 2008 aprobó los principios generales y la metodología para el establecimiento de los cargos por uso de los sistemas de transmisión regional y distribución local.
Mediante Resolución CREG 135 de 2014 se presentó a los agentes, usuarios y terceros interesados las bases sobre las cuales se realizarán los estudios para establecer la fórmula tarifaria para el siguiente período tarifario, que permita a las empresas comercializadoras de energía eléctrica calcular los costos unitarios de prestación del servicio y las tarifas aplicables a los usuarios regulados en el SIN.
El artículo 2.2.13.3.4 del Decreto 1078 de 2015 contiene reglas especiales para la adopción de fórmulas tarifarias, que regirán durante cinco (5) años de acuerdo con lo establecido en los artículos 126 y 127 de la Ley 142 de 1994.
La CREG estableció los criterios generales para determinar la remuneración de la actividad de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados en el sistema interconectado nacional, con la promulgación de la Resolución CREG 180 de 2014.
ART. 3º—Definiciones. Para la interpretación y aplicación de esta resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones establecidas en las leyes 142 y 143 de 1994, otras leyes aplicables, decretos reglamentarios y resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes
Comercializador minorista: generador-comercializador, distribuidor-comercializador minorista o comercializador minorista que desarrolla la actividad de comercialización minorista. <por los comercializadores minoristas de energía eléctrica que actúan en el mercado regulado y que se causan por usuario atendido en un mercado de comercialización.
Costo base de comercialización: componente de la formula tarifaria que remunera los costos fijos de las actividades desarrolladas por los comercializadores minoristas de energía eléctrica que actúan en el mercado regulado y que se causan por usuario atendido en un mercado de comercialización.
Mercado Organizado Regulado (MOR): conjunto de transacciones de energía eléctrica que se efectúan para suplir la demanda de los usuarios finales regulados y que son realizadas de forma centralizada y estandarizada.
ART. 4º—Costo unitario de prestación del servicio de energía eléctrica. El costo unitario de prestación del servicio consta de un componente variable de acuerdo con el nivel de consumo, expresado en $/kWh, y un componente fijo, expresado en $/factura, según se indica a continuación:
La fórmula propuesta para determinar el CU incluye dos escenarios de aplicación, por un lado la clásica formulación con resolución mensual que se presenta a continuación:
CUvn,m,i,j: componente variable del costo unitario de prestación del servicio ($/kWh) para los usuarios conectados al nivel de tensión n, en el mes m, del comercializador minorista i, en el mercado de comercialización j.
Gm,i,j: costo de compra de energía ($/kWh) del comercializador minorista i, en el mes m, en el mercado de comercialización j, determinados conforme se establece en el capítulo III de la presente resolución.
Tm: costo por uso del sistema nacional de transmisión ($/kWh) en el mes m determinado conforme al capítulo IV de la presente resolución.
Dn,j,p,m: cargo por uso del STR y el SDL aplicables en el municipio p, trasladados al comercializador minorista correspondiente al mes m, para el nivel de tensión n, al que se encuentre conectado el usuario regulado, de acuerdo con los cargos por uso de STR y SDL del operador de red j o del ADD respectiva, que se encuentren vigentes, en el mes m, determinados conforme al capítulo IV de la presente resolución.
AJm: factor de mitigación de variaciones extraordinarias del CU ($/kWh), determinado conforme se establece en el capítulo III.
β: Porción del costo base de comercialización Cfm,j, que se remunera a través de la (sic) componente fija del costo unitario de prestación del servicio, CUfm,j.
Cfm,j: Costo base de comercialización ($/factura) correspondiente al mes m, para el mercado de comercialización j y determinado conforme al capítulo V de la presente resolución.
Por otro lado y ante el desarrollo de tecnologías de medición horaria y autogeneración a pequeña escala se plantea la formulación a nivel horario para la aplicación de la fórmula como se presenta a continuación
h: es la hora del mes m para el cual se calcula el costo unitario de prestación del servicio.
CUvn.m,i,j: componente variable del costo unitario de prestación del servicio ($/kWh) para los usuarios conectados al nivel de tensión n, en la hora h, correspondiente al mes m, del comercializador minorista i, en el mercado de comercialización j.
Gh,i,j: costo de compra de energía ($/kWh) del comercializador minorista i, en la hora h, correspondiente al mes m, en el mercado de comercialización j, determinados conforme se establece en el capítulo III de la presente resolución.
Th: costo por uso del sistema nacional de transmisión ($/kWh) para la hora h del mes m determinado conforme al capítulo IV de la presente resolución.
Dn,j,p,h: cargo por uso del STR y el SDL aplicables en el municipio p, trasladados al comercializador minorista correspondiente al mes m, para el nivel de tensión n, al que se encuentre conectado el usuario regulado, de acuerdo con los cargos por uso de STR y SDL del operador de red j o del ADD respectiva, que se encuentren vigentes, en la hora h, determinados conforme al capítulo IV de la presente resolución.
PRn,h,i,j: costo de compra, transporte y reducción de pérdidas de energía ($/kWh) acumuladas hasta el nivel de tensión n, para la hora h del mes m, del comercializador minorista i, en el mercado de comercialización j, determinado conforme se establece en el capítulo VII de la presente resolución.
β: porción del costo base de comercialización Cf m,j que se remunera a través de la componente fija del costo unitario de prestación del servicio, CUf m,j.
PAR. 1º—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 CUvn,m,i,j; y
ii) El valor del componente fijo del costo unitario CUfm,j.
PAR. 2º—El valor del término β corresponderá a cero.
Costos de compra de energía (G)
ART. 6º—Costo máximo de traslado de compras de energía. El costo máximo de traslado de compras de energía está formulado tanto para resolución mensual como resolución temporal horaria como se presenta en los siguientes apartes.
Costo máximo de traslado de compras de energía con resolución mensual, (Gm,i,j): El costo máximo de compra a trasladar al usuario final regulado se determinará de conformidad con la siguiente expresión.
Costo máximo de traslado de compras de energía con resolución horaria, (Gh,i,j): El costo máximo de compra a trasladar al usuario final regulado se determinará de conformidad con la siguiente expresión.
Para el cálculo de dicho costo tanto horario como mensual se consideran las siguientes ecuaciones y definiciones
Donde Pc es:
Gm,i,j: costo de compra de energía ($/kWh) del comercializador minorista i, en el mes m, en el mercado de comercialización j, en el mes m.
Pcm-1,i: precio contratos bilaterales de las compras propias del comercializador minorista i en el mes m-1.
Mcm-1: precio promedio de contratos bilaterales y contratos futuros para el mercado regulado en el mes m-1.
Pcb,m-1: precio de energía comprada en contratos propios bilaterales en el mes m-1.
Pcf,m-1: precio de energía comprada en contratos propios futuros con duración anual ejecutados en el mes m-1.
W1,m-1: porcentaje de la energía comprada en contratos bilaterales del total de energía comprada en contratos propios bilaterales más contratos propios futuros en el mes m-1, ambos para el mercado regulado.
W2,m-1: porcentaje de la energía comprada en contratos futuros del total de energía comprada en contratos bilaterales más contratos futuros en el mes m-1, ambos para el mercado regulado.
αi,j: 0,6
Ph,m-1: precio de bolsa en la hora h ($/kWh) del mes m-1
PMORm-1,i: precio promedio ponderado resultante de los precios obtenidos en las diferentes subastas de MOR por la energía adquirida por el comercializador minorista en el mercado organizado regulado ($/kWh), para cubrir su demanda regulada en el mes m-1.
PMs,m-1: precio de cierre en el MOR en la subasta s ($/kWh).
Ds,m-1: cantidad de energía comprada en el MOR por el agente en la subasta s (kWh), para el mes m-1.
PAR. 2º—En el caso de que para el mes de cálculo la demanda contratada mediante contratos bilaterales por un comercializador minorista para atender al mercado regulado sea mayor que la demanda comercial regulada, el valor de Pcm-1,i se determinará como el promedio ponderado del precio de cada uno de los contratos bilaterales por la cantidad contratada, multiplicado por un factor equivalente al cociente entre la demanda comercial regulada y la demanda contratada mediante contratos bilaterales.
PAR. 3º—En el caso en que el comercializador i no haya atendido usuarios regulados en el mes m-1, el valor del componente G que deberá aplicar será igual a la variable Mcm-1.
ART. 7º—Mitigación variaciones de CU, componente AJ. Para mitigar variaciones extraordinarias en el CU, se aplicará la siguiente expresión:
RAJm: variación CU para el mes m
AJm: factor de mitigación de variaciones extraordinarias del Cum-1 ($/kWh)
FAJm: financiación CU la cual debe ser menor al 0,1% del Cum-1.
t: periodo definido por el agente en meses que permita una variación menor al 8% en el Cum.
i: tasa de interés mensual que se le reconoce al comercializador minorista por los saldos acumulados en la variable. Este valor equivaldrá al promedio de la tasa de créditos de tesorería reportada por los establecimientos bancarios a la Superintendencia Financiera para el último mes disponible.
Costos de transmisión (T) y distribución (D)
ART. 8º—Costos por uso del sistema de transmisión nacional ($/kWh), (T). El costo por uso del sistema de transmisión nacional será equivalente a los cargos regulados por uso del STN, de acuerdo a las siguientes expresiones:
Tm: costo por uso del sistema nacional de transmisión ($/kWh) para el mes m determinado conforme a lo establecido en la Resolución CREG 011 de 2009 o la que la modifique o sustituya.
Th: costo por uso del sistema nacional de transmisión ($/kWh) para la hora h en el mes m determinado conforme a lo establecido en la Resolución CREG 011 de 2009 o la que la modifique o sustituya.
La variable Th será definida con base en la curva de carga nacional. Mientras no sea definida para su cálculo de forma horaria, la variable Th será igual a la variable Tm de que trata la Resolución CREG 011 de 2009.
ART. 9º—Costos por uso de sistemas de distribución ($/kWh), (D). El costo por uso de los sistemas de distribución corresponderá al acumulado de los cargos regulados por uso del STR y/o SDL hasta el nivel de tensión al cual se encuentre conectado el usuario, según las siguientes expresiones:
Dn,j,p,m: cargo por uso del STR y el SDL aplicables en el municipio p, trasladados al comercializador minorista correspondiente al mes m, para el nivel de tensión n, al que se encuentre conectado el usuario regulado, de acuerdo con los cargos por uso de STR y SDL del operador de red j o del ADD respectiva, que se encuentren vigentes.
Dn,j,p,h: cargo por uso del STR y el SDL aplicables en el municipio p, trasladados al comercializador minorista correspondiente al mes m, para el nivel de tensión n, al que se encuentre conectado el usuario regulado, de acuerdo con los cargos por uso de STR y SDL del operador de red j o del ADD respectiva, que se encuentren vigentes, en la hora h.
Los cargos horarios serán los resultantes de las curvas de carga en cada nivel de tensión para cada OR a definir en la metodología de remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica. En el caso de que un OR pertenezca a un ADD la curva de carga tendrá en cuenta las curvas de carga de los OR que la conforman, condicionado a la entrada en vigencia de los cargos con base en la nueva metodología.
Mientras es definida esta variable con base en los cargos horarios, la variable Dn,j,p,h será igual a la variable Dn,m de que trata la resolución CREG 097 de 2011.
Costos de comercialización Cvm,i,j y Cfm,j
ART. 10.—Costos de comercialización Cvm,i,j y Cfm,j. Los costos de comercialización del servicio de electricidad se determinarán conforme a la siguiente expresión:
Cfm,j: costo base de comercialización para el mercado de comercialización j, expresado en pesos por factura ($/factura), correspondiente al mes m de prestación del servicio. Esta variable se calculará conforme se establece en el artículo 11 de la Resolución CREG 180 de 2014.
Cvm,i,j: margen de comercialización para el comercializador minorista i, del mercado de comercialización j, correspondiente al mes, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh).
C*i,j,m: costo variable de la actividad de comercialización para el comercializador minorista, del mercado de comercialización j, en el mes. Esta variable se calculará conforme se establece en el artículo 12 de la Resolución CREG 180 de 2014.
CCDi,m-1: costos de los servicios del Centro Nacional de Despacho y del Administrador del Sistema de Intercambio Comerciales (ASIC), expresados en pesos ($) asignados al comercializador minorista i, correspondientes al mes m-1, de acuerdo con la regulación vigente.
β: porción del costo base de comercialización, Cfm,j, que se remunera a través de la componente fija del costo unitario de prestación del servicio, CUfm,j.
CGCUi,j,m-1: costos de garantías para cubrir el pago de los cargos por uso del STR y/o del SDL, de usuarios regulados, expresados en pesos ($), para el comercializador minorista i, del mercado de comercialización j, correspondientes al mes m-1, conforme con la regulación vigente. Esta variable se calculará de acuerdo con lo establecido en el artículo 20 de la Resolución CREG 180 de 2014.
VRi,j,m-2: ventas totales a usuarios regulados del comercializador minorista i, del mercado de comercialización j, expresadas en kilovatios hora (kWh), en el mes m-2.
PAR. 1º—El valor del término β corresponderá a cero.
PAR. 3º—En el caso de que el comercializador minorista no haya atendido usuarios regulados en el mes m-1 en el mercado de comercialización j, el valor del componente Cvm,i,j que deberá aplicar será igual al último valor del componente Cv publicado por el comercializador minorista integrado al operador de red del mercado de comercialización j.
Costo de las restricciones (Rm.i)
ART. 11.—Costos por restricciones y servicios asociados con generación (Rm.i). Los costos por restricciones y de servicios asociados con generación se determinarán según la siguiente expresión:
Como menor valor, las restricciones provenientes de la asignación de las rentas de congestión por la aplicación de las TIE, de acuerdo con la Resolución CREG 014 de 2004 y el Decreto 160 de 2004, o aquellas que las modifiquen, complementen o sustituyan.
• 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 o sustituyan.
PAR. 1º—En el caso en que el comercializador i no haya atendido usuarios en el mes m-1, el valor del componente Rm,i aplicado para el mercado de comercialización j será igual al último valor del componente R publicado por el comercializador incumbente del mercado j.
Costo de pérdidas (PRm,n,i,j)
ART. 12.—Costos de pérdidas de energía, transporte y reducción de las mismas (PRm,n,i,j). Los costos de la gestión de pérdidas de energía trasladables al usuario final, expresados en $/kWh, se determinarán de conformidad con la siguiente expresión, que incluye:
Para calcular en términos horarios se considera la siguiente expresión
Gm,i,j, Gh,i,j: costos de compra de energía ($/kWh) del comercializador minorista i, en el mercado de comercialización j, para el mes m o la hora h, determinados conforme se establece en el capítulo III de la presente resolución.
Es igual a la variable PRn,j de que trata el capítulo 12 de la Resolución CREG 097 de 2008 (con n= 1,2,3,4). La variable PR1,j se calcula para cada mes m considerando el valor de Pj,1 resultante de la aplicación de la Resolución CREG 172 de 2011 o aquella que la modifique o sustituya.
Tm, Th: cargos por uso del sistema nacional de transmisión ($/kWh) para el mes m determinados conforme al artículo 8º de la presente resolución o la hora h en el caso de aplicación horaria.
ii) El factor IPRn,m,j + IPRSTNm-1 corresponderá a los niveles de pérdidas vigentes a la aprobación de la presente resolución para cada nivel de tensión.
PAR. 3º—En el caso en que un comercializador no haya atendido usuarios regulados en el mes m-1, el valor de la variable IPRSTNm-1 que deberá aplicar será igual a la fracción de la demanda real del SIN correspondiente a las pérdidas en el STN en el mes m-1.
ART. 13.—Incorporación de modificaciones en componentes de la fórmula. Las variaciones que se produzcan en la forma de cálculo de los valores de las componentes de generación, transmisión, distribución, comercialización, restricciones y pérdidas debido a modificaciones del marco regulatorio de las respectivas actividades, no implican cambios en la fórmula general a que se refiere la presente resolución.
ART. 14.—Aplicación de las normas sobre subsidios y contribuciones. Una vez el comercializador minorista determine el costo máximo trasladable 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.
ART. 15.—Cambio de usuarios del mercado regulado al no regulado. En el evento en que usuarios no regulados pasen al comercializador incumbente se aplicará:
a) Fórmula de aplicación a los usuarios regulados y no regulados cuya demanda fue tenida en cuenta al momento en el que un comercializador efectuó la última compra de energía mediante un contrato de largo plazo.
b) Fórmula de aplicación a los usuarios no regulados cuya demanda de energía no fue tenida en cuenta al momento de efectuar la última compra de energía mediante un contrato de largo plazo.
Esta fórmula sería aplicable a partir del siguiente mes en el que se registren compras en el mercado regulado por parte del anterior usuario no regulado y hasta dos meses posteriores al mes en que el comercializador efectúe un nuevo contrato de compra de energía en el mercado mayorista. Este período no podrá superar seis meses, tiempo estimado para que el comercializador efectúe la compra que considere conveniente.
Cuando un usuario que cuente con las características para pertenecer al mercado competitivo permanezca más de seis meses consecutivos sin constituir un contrato de suministro de energía en el mercado no regulado, este usuario pertenecerá al mercado regulado donde se encuentre conectado y deberá permanecer en este mercado un período mínimo de un año, contado a partir del séptimo mes de no tener contrato de suministro en el mercado no regulado.
En el caso de usuarios cuya facturación es horaria aplicará las fórmulas horarias consignadas en el capítulo III.
ART. 16.—Actualización 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 1 de la presente resolución con sujeción a las normas sobre subsidios y contribuciones.
ART. 17.—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.
ART. 18.—Fuentes de información. Los comercializadores utilizarán, para efectos de publicación y liquidación de tarifas, el valor que suministre el ASIC y el LAC, así:
Cálculo del Gm. El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) deberá suministrar la información del Mc, a más tardar el sexto día calendario del mes siguiente a la liquidación de los contratos correspondientes, con la información que tenga disponible. Una vez se empiecen a liquidar las transacciones celebradas en el MOR, el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC), deberá suministrar la información del precio promedio ponderado por la energía adquirida por el comercializador minorista en el mercado organizado regulado ($/kWh), en la misma fecha establecida en el inciso anterior.
Cálculo del Th,m. 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 IPRSTNm. El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC), deberá suministrar el valor de las pérdidas de energía por uso del sistema de transmisión nacional, aplicables a los comercializadores, a más tardar el sexto día calendario del mes siguiente, con la información que tenga disponible.
ART. 19.—Vigencia de la fórmula tarifaria. La fórmula tarifaria general regirá a partir del 1º de enero de 2016 por un periodo de cinco años. Vencido dicho período, esta fórmula continuará rigiendo mientras la comisión no fije una nueva.
ART. 20.—Vigencia de la presente resolución. La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial, y deroga la Resolución CREG 119 de 2007.
Para efectos tarifarios el Costo Unitario de Prestación del Servicio (CU), definido en la presente resolución se actualizará cada vez que este acumule una variación de por lo menos el tres por ciento (3%) en alguno de los índices de precios que considera la fórmula, conforme a lo dispuesto en el artículo 125 de la Ley 142 de 1994.
1. Determinación de índices de precios.
Iwm: es el índice de precios definido del componente W, en el mes m, que acumula la variación en dicho componente.
Wm: es el precio (pesos por unidades de consumo o factura) del componente W, en el mes m.
W0: es el precio (pesos por unidades de consumo o factura) del componente W, en el mes base enero de 2008.
m: es el período para el cual se evalúa la aplicación de la variación del índice en un 3%.
m-p: es el período en el que se actualizó por última vez la fórmula tarifaria.
2.1. Cargo variable.
ICUvm: es el índice de precios definido para la componente variable del costo unitario de prestación del servicio de energía eléctrica en el mes m.
CUvn,m,i,j: es el componente variable del costo unitario de prestación del servicio de energía eléctrica expresado en $/kWh, en el nivel de tensión n, del comercializador minorista i, en el mercado de comercialización j, para el mes m.
CUvn,0,i,j: es el componente variable del costo unitario de prestación del servicio de energía eléctrica ($/kWh), en el nivel de tensión n, del comercializador minorista i, en el mercado de comercialización j, aplicado en el mes base.
2.2. Cargo Fijo.
ICUfm: es el índice de precios definido para la componente fija del costo unitario de prestación del servicio, en el mes m.
CUfm,j: es la componente fija del costo unitario de prestación del servicio ($/factura) en el mes m, para el mercado de comercialización j.
CUf0,j: es el cargo fijo expresado en $/factura, para el mercado de comercialización j, calculado para el mes base.
2.3. Costo de compra de energía.
IGm: es el índice de precios definido del componente Gm,i,j, en el mes m.
Gm,i,j: es el costo de compra de energía ($/kWh) del comercializador minorista i, en el mercado de comercialización j, en el mes m.
G0,i,j: es el costo de compra de energía expresado en $/kWh, del comercializador minorista i, en el mercado de comercialización j, trasladado en el CUvn,m,i,j, calculado para el mes base.
IRm: es el índice de precios definido del componente Rm,i, en el mes m.
Rm,i: Es el costo de restricciones y de servicios asociados con generación en $/kWh asignados al comercializador minorista i en el mes m.
R0,i: es el costo de restricciones y de servicios asociados con generación en $/kWh asignados al comercializador minorista i, trasladado en el CUvn,m,i,j, calculado para el mes base.
ITm : es el índice de precios definido del componente Tm en el mes m.
Tm: Es el costo por uso del STN ($/kWh) correspondiente al mes m.
T0: Es el Costo por uso del STN ($/kWh), trasladado en el CUvn,m,i,j calculado para el mes base.
IDm : es el índice de precios definido del componente Dn,m, en el mes m.
Dn,m: costo de distribución del comercializador minorista i expresado en $/kWh, para el nivel de tensión n, en el mes m.
Dn,0: 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 CUvn,m,i,j.
ICvm,i,j: es el índice de precios definido del componente Cvm,i,j en el mes m.
Cvm,i,j: es el margen de comercialización para el comercializador minorista i, del mercado de comercialización j, expresado en $/kWh, en el mes m.
Cv0,i,j: es el margen de comercialización para el comercializador minorista i, del mercado de comercialización j, expresado en $/kWh, trasladado en el CUvn,m,i,j, calculado para el mes base.
IPRm: es el índice de precios definido del componente PRn,m,i,j en el mes m.
PRn,m,i,j: es el Costo de compra, transporte y reducción de pérdidas de energía expresado en $/kWh, en el mes m.
PRn,0,i,j: es el costo de costo de compra, transporte y reducción de pérdidas de energía en $/kWh, trasladado en el CUvn,m,i,j calculado para el mes base.

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RESOLUCIÓN 
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 artículo 1
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 artículo 1
 artículo 2
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 artículo 90
 artículo 35
 artículo 126
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 artículo 11
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 artículo 1
 artículo 3
 artículo 2
 artículo 1
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 artículo 2
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 artículo 11
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 artículo 12
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 artículo 20
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 artículo 8
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 artículo 125