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Document:
Publicación Diario Oficial No.: 46.881, el día:24/January/2008
Publicada en la WEB CREG el: 28/December/2007
RESOLUCIÓN NO:119
( 21 DIC. 2007 )
Notas de Vigencia: - Modificada por la Resolución 156 de 2009, publicada en el Diario Oficial No. 47.567 de 18 de diciembre de 2009, "Por la cual se complementa la Resolución CREG 119 de 2007"
- Corregida por la Resolución 17 de 2008, publicada en el Diario Oficial No. 46.907 de 19 de febrero de 2008, "Por la cual se aclaran y corrigen algunas disposiciones de la Resolución CREG-119 de 2007"
Concordancias: Decreto 387 de 2007
Concordancia : Resolución-CRG31-97-81
Concordancia : Resolución-CREG099-2007-.
Concordancias Decreto 387 de 2007
Concordancia : Ley-142-Art.35
Concordancia : Ley-142-Art.73.11
Concordancia : Ley-142-Art.87
Concordancia : Ley-142-Art.90.2
Concordancia : Ley-142-Art.91
Concordancia : Ley-142-Art.125
Concordancia : Ley-142-Art.126
Concordancia : Ley-143-Art.23
Concordancia : Ley-143-Art.42
Concordancia : Ley-143-Art.44
Concordancia : Decretos-387-2007-.
Que la CREG sometió a consideración de los agentes y terceros interesados las Resoluciones CREG 056 y 099 de 2007;
Que con base en las observaciones recibidas como parte del proceso de consulta en las Resoluciones CREG 056 y 099 de 2007, en los análisis internos de la CREG y en los estudios realizados, la Comisión consideró necesario efectuar modificaciones a la propuesta contenida en la Resolución CREG-099 de 2007;
Que mediante Documento CREG 102 de 2007 se analizaron y respondieron las observaciones planteadas por los agentes.
Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 356 del 21 de diciembre de 2007, aprobó publicar la resolución que contiene 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 1. OBJETO. La presente Resolución tiene como objeto establecer la fórmula tarifaria general que deberán aplicar los Comercializadores Minoristas en el Sistema Interconectado Nacional, para calcular los Costos Máximos de Prestación del Servicio de Energía Eléctrica y las tarifas aplicables a los usuarios finales regulados.
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.
Artículo 4. 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:
i	: Comercializador Minorista.
j	: Es el Mercado de Comercialización.
Artículo 6. Costo máximo de traslado de compras de energía para la primera fase de la transición, ( ): Hasta tanto se empiecen a liquidar las transacciones del Mercado Organizado Regulado, el costo máximo de compra a trasladar al usuario final regulado se determinará de conformidad con la siguiente expresión.
: Costo Promedio ponderado por energía, expresado en $/kWh, de las compras propias del Comercializador Minorista i mediante contratos bilaterales con destino al mercado regulado, liquidados en el mes m-1.
: Costo Promedio ponderado por energía, expresado en $/kWh, de todos los contratos bilaterales liquidados en el Mercado de Energía Mayorista en el mes m-1 con destino al mercado regulado.
: Precio de Bolsa en la hora h ($/kWh), del mes m-1.
: Compras en Bolsa del Comercializador Minorista i (kWh) en la hora h, del mes m-1.
: Factor de ajuste que se aplica al costo máximo de compra de energía, expresado en $/kWh, del Comercializador i para el mes m, calculado conforme al Anexo 1 de la presente resolución.
Parágrafo 2. En el caso que para el mes de cálculo la demanda contratada mediante contratos bilaterales por un Comercializador Minorista para atender al Mercado Regulado sea mayor que la Demanda Comercial Regulada, el valor de se determinará como el promedio ponderado del precio de cada uno de los contratos bilaterales por la cantidad contratada, multiplicado por un factor equivalente al cociente entre la Demanda Comercial Regulada y la demanda contratada mediante contratos bilaterales.
Artículo 7. Costo máximo de traslado de compra de energía para la segunda fase de la transición, ( ). A partir del segundo mes de liquidación de la energía transada en el MOR y mientras estén vigentes los contratos bilaterales con destino al Mercado Regulado, el costo máximo de compra de energía a trasladar al usuario final se determinará de conformidad con la siguiente expresión:
: Fracción de la Demanda Comercial del Comercializador Minorista i atendida mediante contratos bilaterales con destino al mercado regulado y la Demanda Comercial Regulada del Comercializador Minorista, en el mes m-1.
: Precio de Bolsa en la hora h ($/kWh) del mes m-1
Artículo 8. Costo máximo 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:
Parágrafo 1. En el caso que los Comercializadores Minoristas presenten diferencias entre la demanda comercial y la demanda contratada para el mercado regulado, el precio de bolsa se determinará según se indica en la fórmula de cálculo establecida en este artículo utilizando en el parámetro , el valor neto de las compras y ventas del agente en Bolsa para el mes m-1.
:	Cargos por uso del STN expresados en ($/kWh), publicados por el LAC para el mes m, de acuerdo con la metodología vigente de remuneración del Sistema de Transmisión Nacional.
: Margen de Comercialización para el Comercializador Minorista i, del Mercado de Comercialización j, que incluye los costos variables de la actividad de comercialización, correspondiente al mes m, expresado en ($/kWh),
: Costo Base de Comercialización ($/factura), para el Mercado de Comercialización j, correspondiente al mes m, conforme se establezca en la resolución que fije la metodología para la remuneración de la actividad de comercialización.
: Costos variables de la actividad de comercialización, para el Mercado de Comercialización j, en el mes m, conforme se establezcan en la resolución que fije la metodología para la remuneración de la actividad de comercialización.
: Costo mensual de las Contribuciones a las Entidades de Regulación (CREG) y Control (SSPD) liquidado al Comercializador Minorista i, conforme a la regulación vigente. El costo mensual de las contribuciones corresponderá a una doceava parte del pago anual que se efectúa a la CREG y a la SSPD.
: Costos de los servicios del Centro Nacional de Despacho y ASIC expresados en Pesos ($) asignados al Comercializador Minorista i, correspondientes 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, correspondientes al mes m-1, conforme con la regulación vigente.
: Consumo Facturado Medio del Comercializador Minorista en el año t-1 de los usuarios del Mercado de Comercialización correspondiente. (Total de kWh vendidos a usuarios regulados dividido entre el total de facturas expedidas a usuarios regulados, sin considerar las debidas a errores de facturación). Las empresas deberán aplicar una transición gradual lineal para la exclusión de la demanda de usuarios no regulados del CFM de 6 meses.
: Costos de Garantías en el Mercado Mayorista, expresados en $/kWh, que se asignen al comercializador conforme la regulación vigente. En la transición dichos costos corresponden a los que se ocasionan como consecuencia de la Resolución CREG 036 de 2006, o aquellas que la adicionen, modifiquen o sustituyan.
Artículo 13. Costos por Restricciones y Servicios Asociados con Generación, ( ): Los costos por restricciones y servicios asociados con generación se determinarán según la siguiente expresión:
: Corresponde al valor de las ventas del Comercializador Minorista i en el mes (m-1), expresado en kWh con destino a usuarios regulados y no regulados de los mercados de comercialización que atienda.
: Costo total de restricciones expresado en pesos ($) asignados por el ASIC al Comercializador Minorista i en el mes m-1, conforme con la regulación vigente, incluyendo:
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 ó sustituyan.
: Costos de compra de energía ($/kWh) del Comercializador Minorista i, en el Mercado de Comercialización j, para el mes m determinados conforme se establece en el Capítulo III de la presente Resolución.
: Fracción de la Demanda Real del Comercializador Minorista i 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.
: Costo anual, expresado en pesos, asignado al Comercializador Minorista i, en el Mercado de Comercialización j, 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 i, en el Mercado de Comercialización j, calculadas en los doce meses anteriores al mes m-3, expresadas en kWh.
Parágrafo 1. 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:
ii) El factor corresponderá los niveles de pérdidas vigentes a la aprobación de la presente resolución establecidos en la Resolución CREG-031 de 1997 para cada nivel de tensión.
Artículo 15. 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.
Artículo 16. 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.
Artículo 17. 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 2 de la presente resolución con sujeción a las normas sobre subsidios y contribuciones.
Artículo 18. 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 y el ASIC deberán adecuar sus sistemas comerciales antes del primero (1°) de febrero de 2008 con el fin de dar cumplimiento a lo dispuesto en la presente resolución.
Artículo 19. 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 . 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 . 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 a la liquidación correspondiente, 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 costos, con la información que tenga disponible.
Parágrafo. Las diferencias producidas por las correcciones solicitadas y aceptadas por el ASIC o el LAC y que no entraron en el cálculo de la información publicada por el comercializador, se incluirán como un valor adicional en el cálculo del valor a publicar del mes siguiente.
Artículo 20. Vigencia de la Fórmula tarifaria: La Fórmula Tarifaria General regirá a partir del 1° de febrero de 2008 por un periodo de cinco años. Vencido dicho período, esta fórmula continuará rigiendo mientras la Comisión no fije una nueva.
Artículo 21. Vigencia de la presente Resolución. La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial, y deroga todas las disposiciones que le sean contrarias.
CÁLCULO DEL AJUSTE TARIFARIO POR COMPRAS EN BOLSA
El factor de ajuste al costo máximo de compra de energía que puede originarse por compras en bolsa, se calculará para la etapa definitiva como 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 de Comercialización j, la variable de ajuste será la siguiente:
: Ventas de energía al Mercado Regulado para el mes m del Comercializador i, expresado en kWh.
: Saldo acumulado de las diferencias entre el Costo Reconocido y el valor trasladado en la tarifa del Comercializador i, expresado en $. A la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución dicho valor será cero. En el evento en que concluida la vigencia de la Fórmula Tarifaria existan saldos acumulados, éstos serán reconocidos hasta que dicho saldo sea igual a 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 créditos de tesorería reportada por los establecimientos bancarios a la Superintendencia Financiera para el último mes disponible.
: Valor Máximo a trasladar, expresado en $/kWh, en el mes m, por el Comercializador i.
: Valor de Referencia, expresado en $/kWh, que aplicará el Comercializador i, en el mes m. En la fórmula definitiva del componente G así como en cada una de las fases de la transición esta variable tomará los siguientes valores:
Segunda fase de transición
: Costo reconocido de compra de energía ($/kWh) para el mes m del Comercializador i. 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:
IDENTIFICACIÓN DE LOS ÍNDICES DE PRECIOS
Por su parte, el Índice de Precios es una medida estadística que hace explícitos los cambios ocurridos en una variable o grupo de variables en el tiempo. Se presenta en forma de porcentaje, resultante de la división entre los valores absolutos de la variable o conjunto de variables y otro valor fijo, que se toma como base de comparación o referencia para determinar con respecto a él, el movimiento porcentual de la variable o grupo de variables.
:	Es el precio (pesos por unidades de consumo o factura) del componente W, en el mes m.
:	Es el precio (pesos por unidades de consumo o factura) del componente W, en el mes base enero de 2008.
Costo por Uso del STN
:	Es el costo por uso del STN ($/kWh) correspondiente al mes m.
:	Es el Costo por uso del STN ($/kWh), trasladado en el calculado para el mes base.
Costo por Uso de Sistemas de Distribución
:	Es el Índice de Precios definido del componente D n,m, en el mes m.
:	Costo de Distribución del Comercializador Minorista i expresado en $/kWh, para el Nivel de Tensión n, en el mes m.
: Es el Margen de Comercialización para el Comercializador Minorista i, del Mercado de Comercialización j, expresado en $/kWh, en el mes m.
: Es el Margen de Comercialización para el Comercializador Minorista i, del Mercado de Comercialización j, expresado en $/kWh, trasladado en el , calculado para el mes base.
Costo de Compra, Transporte y Reducción de Pérdidas
- D-102 DEFINICIÓN DE LA FÓRMULA TARIFARIA DE ENERGÍA ELÉCTRICA, PARA EL PRÓXIMO PERIODO TARIFARIO.pdf

References: RESOLUCIÓN 
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Artículo 8
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Artículo 13
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Artículo 15

Artículo 16

Artículo 17
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Artículo 19

Artículo 20

Artículo 21
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