Es la utilización de los Sistemas de Distribución de gas combustible por redes de tubería, por parte de los Almacenadores, Comercializadores, otros Distribuidores y usuarios, a cambio del pago de cargos por uso de la red y de los cargos de conexión correspondientes, con los derechos y deberes establecidos en la Resolución CREG-067 de 1995 o aquellas disposiciones que lo sustituyan, modifiquen o complementen.correspondientes. (Fuente: Reses. CREG 202-2013; Art. 2)

Derivación de la red local del servicio respectivo que llega hasta el registro de corte del inmueble. En edificios de propiedad horizontal o condominios y, en general, en las Unidades Inmobiliarias Cerradas de que trata la ley 428 de 1998, la acometida llega hasta el registro de corte general. (Fuente: Reses. CREG 070-1998; Art. 1)

Cualquier derivación de la red local, o de otra acometida del correspondiente servicio, efectuada sin autorización del prestador del servicio. (Fuente: Res. CREG 108-1997; Art. 1)

Aceite Combustible para Motores, corresponde al Fuel Oil No. 2D y se referencia por las normas ASTM D 975 y NTC 1438. (Fuente: Res. CREG 091-2007; Art. 2)

Actividad que consiste en la intermediación comercial entre los agentes que prestan los servicios de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica y los usuarios finales de dichos servicios, bien sea que esa actividad se desarrolle o no en forma combinada con otras actividades del sector eléctrico, según lo dispuesto por la regulación y la ley. (Fuente: Res. CREG 121-2007; Art. 2)

Son aquellos activos que se requieren para que un generador, un usuario u otro transportador, se conecten físicamente al STN, a un STR, o a un SDL. Siempre que estos activos sean usados exclusivamente por el generador, el usuario o el transportador que se conecta, o exclusivamente por un grupo de usuarios no regulados o transportadores que se conecten, no se considerarán parte del Sistema respectivo. (Fuente: Res. CREG 063-2000; Art. 1)

Son los bienes que se requieren para que un OR se conecte físicamente a un Sistema de Transmisión Regional, STR, o a un Sistema de Distribución Local (SDL), de otro OR. También son activos de conexión los utilizados exclusivamente por un usuario final para conectarse a los niveles de tensión 4, 3, 2 o 1. Un usuario está conectado al nivel de tensión en el que está instalado su equipo de medida individual. (Fuente: R CREG 015-2018, Art. 3)

Son aquellos activos que se requieren para que un generador, un operador de red, o un usuario final, se conecten físicamente al Sistema de Transmisión Nacional, o a un Sistema de Transmisión Regional, y se remuneran mediante cargos de conexión. Siempre que estos activos sean usados exclusivamente por el generador, el usuario o el OR que se conecte, no se considerarán parte del Sistema respectivo. (Fuente: Res. CREG 004-2003; Art. 3)

Son los conformados por las redes de transporte que operan a tensiones menores a 1 kV y los transformadores con voltaje secundario menor a 1 kV que las alimentan para atender dos o más usuarios, incluyendo las protecciones y equipos de maniobra asociados, excepto los que hacen parte de instalaciones internas. En esta clasificación se incluyen los transformadores de conexión con capacidad igual o inferior a 15 kVA. (Fuente: R CREG 036-2019; Art. 1)

Son aquellos activos de transporte de electricidad que operan a tensiones inferiores a 220 kV que son utilizados por más de un usuario y son remunerados mediante cargos por uso de STR o SDL. (Fuente: R CREG 015-2018; Art. 3)

Son aquellos activos de transporte de electricidad que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV, son remunerados mediante Cargos por Uso del STN y pueden estar constituidos por una o varias UC. (Fuente: R CREG 011-2009; Art. 3)

Son aquellos activos eléctricos que forman parte de un sistema utilizado de forma permanente en la actividad de distribución de energía eléctrica, incluyendo aquellos que están normalmente abiertos. Se entiende por sistemas normalmente abiertos aquellos que se encuentran disponibles para entrar en servicio en forma inmediata cuando se requieran. (Fuente: R CREG 015-2018; Art. 3)

Son aquellos activos que no hacen parte de la infraestructura de transporte de energía eléctrica de los OR, pero que son requeridos para cumplir con su objeto social. Hacen parte de estos activos, entre otros, los siguientes: edificios (sedes administrativas, bodegas, talleres, etc.), maquinaria y equipos (grúas, vehículos, etc.) y equipos de cómputo. (Fuente: R CREG 015-2018; Art. 3)

Por Acuerdo se entiende todo contrato, convenio, concertación, arreglo, combinación, decisión, recomendación, coordinación, práctica concertada o conscientemente paralela, entre dos o más agentes. (Fuente. R. CREG-093-2006; Art. 1)

Acuerdos comerciales celebrados entre dos Agentes, dirigidos a atender Desbalances. (Fuente. Res. CREG-071-1999; Cap. I. Num. 1.1)

Acuerdo de Balance de carácter operativo celebrado entre el Productor-Comercializador y el Transportador o entre transportadores. (Fuente. R. CREG-071-1999; Cap. I. Num. 1.1) “

Compromisos bilaterales, adoptados por el ASIC, o quien haga sus veces, y cada uno de los administradores de los sistemas eléctricos de los países miembros de la Comunidad Andina, o de los países con los que se tenga una integración de mercados eléctricos en las condiciones de la presente Resolución, mediante los cuales se establecen los procedimientos, condiciones, obligaciones y responsabilidades para la liquidación, facturación y administración de cuentas de los intercambios intracomunitarios de electricidad, de conformidad con la regulación vigente. (Fuente: Res. CREG-004-2003; Art. 3)

Compromisos bilaterales que celebrará el CND con el CND Panamá, en las condiciones de la presente resolución, mediante los cuales se establecen los procedimientos, condiciones, obligaciones y responsabilidades para la operación del enlace internacional y los Intercambios Internacionales de Energía y Confiabilidad, de conformidad con la presente resolución. EL CND deberá aplicar el Acuerdo Operativo que se establezca para los Intercambios Internacionales de Energía y Potencia Firme entre Colombia y Panamá. Estos Acuerdos serán desarrollados en primera instancia por el CCTC y los mismos serán aprobados de acuerdo a las normas vigentes en cada país. (Fuente: R CREG 055-2011; Art. 2)

Dependencia del Centro Nacional de Despacho de que tratan las Leyes 142 y 143 de 1994, encargada del registro de fronteras comerciales, de los contratos de energía a largo plazo; de la liquidación, facturación, cobro y pago del valor de los actos, contratos, transacciones y en general de todas las obligaciones que resulten por el intercambio de energía en la bolsa, para generadores y comercializadores; de las Subastas de Obligaciones de Energía Firme; del mantenimiento de los sistemas de información y programas de computación requeridos; y del cumplimiento de las demás tareas que sean necesarias para el funcionamiento adecuado del Sistema de Intercambios Comerciales (SIC). (Fuente: Res. CREG-071-2006; Art. 2)

Control Automático de Generación

Es la empresa registrada ante el Administrador SIC que realiza la comercialización de energía. (Fuente: Res. CREG-024-1995; Art. 1)

Cualquiera de las personas a las que se refiere el artículo 7 de la Ley 143 de 1994. Se incluye para estos efectos, a los usuarios no regulados. (Fuente: Res. CREG-067-1998; Art. 1)

Es la empresa registrada ante el Administrador del SIC que realiza la actividad de generación de energía. (Fuente: Res. CREG-024-1995; Art. 1)

Empresas que tengan únicamente Plantas y/o Unidades de Generación Nuevas y que ellas o sus socios no tengan, a la fecha de la Subasta, participación alguna en empresas de generación que operen en el Sistema Interconectado Nacional. (Fuente: Res. CREG-014-2007; Art. 1)

Personas naturales o jurídicas entre las cuales se dan las relaciones técnicas y/o comerciales de compra, venta y transporte de gas natural, comenzando desde la producción y pasando por los sistemas de transporte hasta alcanzar el punto de salida de un usuario. Son agentes los productores-comercializadores, los comercializadores, los transportadores, los distribuidores, los usuarios no regulados y los almacenadores independientes. (Fuente: R CREG 017-2000; Art. 1)

Facturación correspondiente a periodos que ya han sido facturados al menos una vez por parte del ASIC o del LAC. (Fuente: Res. CREG-084-2007; Art. 1

Cada período de 365 días calendario, ó de 366 si es bisiesto. Los años se contarán sucesivamente y siempre tendrán como primero y último día el mismo número del día correspondiente al mes en que inició el Período de Vigencia. (Fuente: Res. CREG-160-2008; Art. 2 – R. CREG- 161 – 2008; Art. 2)

Para efectos de la aplicación de la Resolución CREG 071 de 2006 es el período de doce meses contado desde el 1 de diciembre hasta el 30 de noviembre siguiente, que hace parte o coincide con el Período de Vigencia de la Obligación. (Fuente: Res. CREG-061-2007; Anexo, Artículo 2)

Período de doce meses comprendidos entre el 1 de diciembre y el 30 de noviembre siguiente, que hacen parte del Período GPPS. (Fuente: Res. CREG – 057- 2008; Art 1)

Período de tiempo comprendido entre el 1 enero hasta el 31 diciembre de un año calendario dado. (Fuente: Res. CREG-081-2007; Capítulo I )

American National Standards Institute.

El apalancamiento financiero está relacionado con la utilización de la deuda en la estructura de financiamiento de la empresa. (Fuente: Res. CREG-038-1996; Art. 1)

El apalancamiento operacional está relacionado con la participación de los costos fijos en la estructura de costos de la empresa. (Fuente: Res. CREG-038-1996; Art. 1)

Es un mecanismo alternativo de solución de conflictos, en el cual se ejercen funciones jurisdiccionales. (Fuente: Res. CREG-067-1998; Art. 1)

Para efectos de la presente resolución, son todas aquellas localidades y lugares que atienda un gasoducto en forma real o potencial. (Fuente. R. CREG-071-1998; Art. 2)

Es el área geográfica correspondiente a los municipios, cabeceras municipales y centros poblados sobre las cuales la autoridad competente otorga exclusividad en la prestación del servicio mediante contratos. (Fuente: Res. CREG-091-2007; Art. 2 – R. CREG- 160 – 2008; Art. 2)

Conjunto de Activos de Uso y Activos de Conexión, recursos de generación y/o demanda, que para asegurar niveles de calidad y seguridad en más de una Subárea Operativa, presentan alguna Restricción, que exige generaciones forzadas en el Area y/o limita los intercambios con el resto del SIN. Las áreas deberán tener activos del SIN no asociados con alguna de las Subáreas contenidas en el área. (Fuente: Res. CREG-063-2000; Art. 1)

Un área operativa comprende un conjunto de subestaciones, recursos de generación y demanda que presentan alguna restricción eléctrica que limitan los intercambios con el resto del sistema. En el Documento de Parámetros Técnicos del SIN se presentan las áreas operativas que integran el SIN. El CND recomienda, para aprobación del CNO, las modificaciones a las áreas operativas cuando sea necesario de acuerdo con cambios en la configuración del SIN. (Fuente: Res. CREG-025-1995; Anexo)

Es el casco urbano de los municipios, inspecciones de policía, corregimientos y asentamientos urbanos comprendidos dentro de un área de servicio exclusivo. (Fuente. R. CREG-057-1996; Art. 1)

American Society of Mechanical Engineers.

American Society for Testing and Materials

< Para efectos de la aplicación de la Resolución CREG-071 de 2006, Anexo 12, esta es la definición de AUDITOR DE LA SUBASTA> El Auditor de la subasta para agentes con GPPS será una persona natural o jurídica a través de sus representantes en la Subasta GPPS, con reconocida experiencia en procesos de auditoría, que ejercerá sus funciones durante la subasta de sobre cerrado GPPS de acuerdo con los parámetros establecidos en el Anexo 12 de la Resolución CREG-071 de 2006. (Fuente: Res. CREG-071-2006; Anexo, Num. 12.2)

El AUDITOR DE LA SUBASTA de reconfiguración será una persona natural o jurídica que a través de sus representantes en la subasta ejercerá sus funciones durante la subasta de sobre cerrado de acuerdo con los parámetros establecidos en este Anexo. (Fuente: Res. CREG-051-2012; Art. 1)

Actividad realizada por usuarios, sean estos personas naturales o jurídicas, que producen energía eléctrica, principalmente para atender sus propias necesidades. Cuando se atienda la propia demanda o necesidad se realizará sin utilizar activos de uso de distribución y/o transmisión. Se podrán utilizar activos de uso de distribución y/o transmisión para entregar los excedentes de energía y para el uso de respaldo de red. (Fuente: Res. CREG-174-2021; Art.3)

Para efectos de la Resolución CREG 082 de 2002 corresponden a los Autogeneradores y Cogeneradores, definidos según las Resoluciones CREG 084 de 1996 y CREG 085 de 1996 y la Resolución CREG 107 de 1998, o en aquellas que las adicionen, modifiquen o sustituyan. (Fuente: Res. CREG-082-2002; Art. 1)

Conjunto de equipos que se utilizan para conectar una línea de transmisión, o un transformador, o un autotransformador, al barraje de una subestación, al igual que los equipos que se utilizan para seccionar o acoplar barrajes, o para transferir la carga de un barraje a otro. (Fuente: Res. CREG-026-1999; Art. 1)

Rango de frecuencia dentro del cual las unidades de generación no varían automáticamente su potencia. (Fuente: Res. CREG-023-2001; Art. 1)

Es el conjunto de UC que un Operador de Red requiere para prestar el servicio con una cobertura y calidad determinadas.( Fuente: R. CREG – 097- 2008; Art 1)

Es un combustible obtenido a partir de biomasa, que: i) funciona en motores de combustión interna, sin que sea necesaria ninguna modificación en los mismos, o ii) a través de combustión externa provee energía a un proceso de producción de energía eléctrica. (Fuente: Res. CREG-091-2007; Art. 2)

Extremo del pozo que se hace en la tierra con el propósito de extraer o inyectar hidrocarburos, el cual conecta las instalaciones de producción con las instalaciones de suministro de gas y que consiste usualmente en equipos que se usan para regular o medir el fluido. (Fuente. R. CREG-057-1996; Art. 1)

Página web de libre acceso, que despliega información comercial y operacional relacionada con los servicios de un Transportador, en la cual se incluyen los cargos regulados y los convenidos entre agentes por servicios de transporte, el Ciclo de Nominación, el Programa de Transporte, las ofertas de liberación de capacidad y de suministro de gas, las Cuentas de Balance de Energía y demás información que establezca el RUT. (Fuente. R. CREG-071-1999; Cap. I. Num. 1.1)

Sistema de información, manejado por el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, sometido a las reglas del Mercado Mayorista, en donde los generadores y comercializadores ejecutan actos de intercambio de ofertas y demandas de energía, hora a hora, para que el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales ejecute los contratos resultantes en la bolsa de energía, y liquide, recaude y distribuya los valores monetarios correspondientes a las partes y a los transportadores. (Fuente: Res. CREG-107-1998; Art. 1)

Comité asesor de comercialización

Para efectos de la resolución CREG 024 de 2005, se define como el conjunto de calificadores de fenómenos inherentes a la forma de onda de la tensión, que permiten juzgar el valor de las desviaciones de la tensión instantánea con respecto a su forma y frecuencia estándar, así como el efecto que dichas desviaciones pueden tener sobre los equipos eléctricos u otros

Especificaciones y estándares del Gas Natural adoptados por la CREG en el presente Reglamento, y en las normas que lo adicionen, modifiquen o sustituyan. (Fuente. R. CREG-071-1999; Cap. I. Num. 1)

Medio físico de telecomunicación que permite la transmisión e intercambio de información entre CND y los demás agentes del SIN. (Fuente: R. CREG-080-1999; Art. 1)

Metodología de control tarifario consistente en la fijación, por parte del Distribuidor, de cargos máximos diferenciados por rangos de consumo. Dichos cargos y rangos de consumo deben cumplir con la condición de que sus ingresos asociados no superen los ingresos asociados al Cargo Promedio de Distribución aprobado por la comisión. (Fuente. R. CREG-011-2003; Art. 2)

Cantidad de gas medida en un Punto de Entrada o en un Punto de Salida de un Sistema de Transporte, expresado en Mbtu (Millones de unidades térmicas británicas) o su equivalente en el Sistema Internacional de Unidades. (Fuente. R. CREG-071-1999; Cap. I. Num. 1.1)

Cantidad de Energía que el Centro Principal de Control (CPC) acepta que se transporte durante el Día de Gas por un Sistema de Transporte. (Fuente. R. CREG-071-1999; Cap. I. Num. 1.1)

Cantidad de Energía que el Remitente confirma que requiere transportar durante el Día de Gas por un Sistema de Transporte, ante el respectivo Centro Principal de Control (CPC). (Fuente. R. CREG-071-1999; Cap. I. Num. 1.1)

Cantidad de Energía que el Remitente entrega en el Punto de Entrada de un Sistema de Transporte durante el Día de Gas. (Fuente. R. CREG-071-1999; Cap. I. Num. 1.1)

Energía Firme adicional a la previamente asignada, por planta o unidad GPPS, que el Participante está dispuesto a comprometer en OEF a partir de un Año GPPS. Esta cantidad se oferta para cada Año GPPS en que aspira a tener incrementos de asignación de OEF. La sumatoria de Cantidades de Energía Firme para Balance GPPS ofertadas para una planta no puede ser mayor a la ENFICC de la planta o unidad menos las asignaciones de OEF realizadas previamente a la GPPS. En caso contrario esta oferta se entenderán como no presentada.
(Fuente: R. CREG – 056- 2008; Art 1)

Cantidad de Energía que el Remitente proyecta entregar en el Punto de Entrada y tomar en el Punto de Salida de un Sistema de Transporte durante el Día de Gas y que consigna en la Nominación correspondiente. (Fuente. R. CREG-071-1999; Cap. I. Num. 1.1)

Cantidad de Energía que el Remitente toma en el Punto de Salida de un Sistema de Transporte durante el Día de Gas. (Fuente. R. CREG-071-1999; Cap. I. Num. 1.1)

Límite máximo de flujo de potencia eléctrica de cada Enlace Internacional, considerando las condiciones de calidad, seguridad y estabilidad de los sistemas eléctricos, así como las características técnicas de las líneas y equipos de interconexión. Este límite es calculado en forma coordinada por los operadores de los sistemas de los países miembros de la Comunidad Andina, o de los países con los que se tenga una integración de mercados eléctricos en las condiciones de la Resolución CREG-004 de 2003, y harán parte del anexo de parámetros técnicos definido en la Resolución CREG-025 de 1995. (Fuente: R. CREG-001-2006; Art. 1)

Límite máximo de flujo de potencia eléctrica de cada Enlace Internacional no operado conforme a la Resolución CREG-004 de 2003. (Fuente: R. CREG-001-2006; Art. 1)

Es aquella capacidad de que dispone el Transportador y que de acuerdo con los contratos suscritos no está comprometida como Capacidad Firme. (Fuente. R. CREG-089-2013; Art. 3)

Es aquella Capacidad Firme que el Remitente no proyecte utilizar y que de acuerdo con los derechos otorgados por el contrato de transporte suscrito puede ceder o vender a Remitentes Reemplazantes. (Fuente. R. CREG-089-2013; Art. 3)

Es la máxima cantidad de potencia neta (expresada en valor entero en MW) que puede suministrar una unidad de generación en condiciones normales de operación. Los valores se presentan en el Documento de Parámetros Técnicos del SIN. Estos valores deben ser registrados y validados por los propietarios de los generadores al CND. (Fuente: R. CREG-025-1995; Anexo)

Es la máxima capacidad de potencia neta (expresada en valor entero en MW) que puede suministrar una planta y/o unidad de generación en condiciones normales de operación, medida en la frontera comercial. Se calcula como la Capacidad Nominal menos el Consumo Propio de la planta y/o unidad de generación. (Fuente: R. CREG-074-2002; Art. 4)

Capacidad de transporte de gas natural contratada mediante contratos firmes, contratos de transporte firme de capacidades trimestrales, contratos de transporte con firmeza condicionada, contratos de opción de compra de transporte, y contratos de transporte de contingencia. (Fuente. R. CREG-185-2020; Art. 3)

Es aquella capacidad producto de ampliaciones de la capacidad de transporte de los gasoductos. (Fuente. R. CREG-071-1999; Cap. I. Num. 1.1)

Capacidad de transporte de gas natural contratada mediante contratos de transporte con interrupciones. (Fuente. R. CREG-185-2020; Art. 3)

Porción de la capacidad contratada de un Sistema o subsistema de transporte que Remitentes están dispuestos a ofrecer de manera temporal o definitiva para un período determinado en forma total o parcial, conforme a lo establecido en este reglamento. Se expresa en miles de barriles por día (kbd). (Fuente. R. CREG-208-2021; Art. 3)

Capacidad máxima correspondiente a la sumatoria de las capacidades de exportación de los enlaces internacionales del SIN operando simultáneamente, utilizados para las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo, TIE. (Fuente: R. CREG-004-2003; Art. 3)

Capacidad de transporte de un gasoducto que se ha previsto utilizar horariamente en el Programa de Transporte elaborado por cada CPC para el siguiente Día de Gas con base en el Ciclo de Nominación de Transporte. (Fuente. R. CREG-071-1999; Cap. I. Num. 1.1)

Es el resultado de descontar de la Disponibilidad Declarada de cada unidad generadora: la reserva rodante y el valor máximo entre las generaciones mínimas técnicas, por seguridad y por AGC. (Fuente: R. CREG-025-1995; Anexo)

Es la parte de la Capacidad Remunerable Teórica que estuvo disponible para el abastecimiento de la demanda, determinada con la metodología descrita en el Anexo No 2., de la Resolución CREG-116-1996 (Fuente: R. CREG-116-1996; Art. 1)

Es la capacidad de generación que cada planta hidráulica o unidad térmica despachada centralmente, aporta en un Despacho Ideal al abastecimiento de la demanda en condiciones hidrológicas críticas, determinada con la metodología descrita en los Artículos 4 y 5 de la de la Resolución CREG-116-1996. (Fuente: R. CREG-116-1996; Art. 1)

Comité Asesor de Planeamiento de la Transmisión

Es la característica potencia / frecuencia del SIN. Se calcula con base en el análisis de una muestra de eventos que afectaron el comportamiento de la frecuencia. Se calcula por CND y se publica anualmente en el Informe de Operación. (Fuente: R. CREG-025-1995; Anexo)

Es la carga instalada o capacidad nominal que puede soportar el componente limitante de una instalación o sistema eléctrico. (Fuente: R. CREG-070-1998; Anexo)

Suma que el usuario paga para cubrir los costos en que se incurre por conectarlo al servicio de electricidad. (Fuente: R. CREG-031-1997; Art. 1)

Remuneración que se paga a un agente generador por la disponibilidad de activos de generación con las características y parámetros declarados para el cálculo de la ENFICC, que garantiza el cumplimiento de la Obligación de Energía Firme que le fue asignada en una Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme o en el mecanismo que haga sus veces. Esta energía está asociada a la Capacidad de Generación de Respaldo de que trata el artículo 23 de la Ley 143 de 1994 y es la que puede comprometerse para garantizar a los usuarios la confiabilidad en la prestación del servicio de energía eléctrica bajo condiciones críticas. (Fuente: R. CREG-071-2006; Art. 2)

Es el cargo promedio unitario de distribución en pesos por metro cúbico ($/m3), aprobado por la comisión, aplicable a un Sistema de Distribución de Gas Combustible. (Fuente. R. CREG-011-2003; Art. 2)

Es una variable que en la Fórmula de Costos se aplica como factor al consumo facturado. (Fuente: R. CREG-112-1996; Art. 1)

Son los cargos expresados en $/kWh que remuneran los Activos de Uso del Nivel de Tensión 4 de los OR. (Fuente: R. CREG – 097- 2008. Art 1)

Son los cargos expresados en $/kWh para cada Nivel de Tensión que remuneran el uso de los Sistemas de Distribución Local. (Fuente: R. CREG – 097 -2008; Art 1)

Cargos, expresados en $/kWh acumulados para cada Nivel de Tensión, que remuneran a un OR los Activos de Uso de los SDL y STR. Para los Niveles de Tensión 1, 2 y 3 son cargos máximos. (Fuente: R.CREG – 097- 2008; Art 1)

Son los cargos, expresados en $/kWh, que remuneran los activos de uso del STN. (Fuente: R. CREG-008-2003; Art. 1)

Cargos por Uso por unidad de energía, expresados en $/kWh y diferenciados por Período de Carga. (Fuente: R. CREG-103-2000; Art. 1)

Crédito documental e irrevocable, mediante el cual una institución financiera debidamente autorizada por la Superintendencia Financiera, se compromete directamente o por intermedio de un banco corresponsal, al pago de las obligaciones indicadas en el presente Reglamento, contra la previa presentación de la Carta de Crédito Stand By. La forma y perfeccionamiento de ésta se regirán por las normas del Código de Comercio que regulan la materia y por las demás disposiciones aplicables. (Fuente: R. CREG-094-2007; Art. 2)

Se entiende como Centro de Control, el Centro Nacional de Despacho (CND), un Centro Regional de Control (CRC), un Centro de Generación (CG) o un Centro Local de Distribución (CLD), según el caso. (Fuente: R. CREG-080-1999; Art. 1)

Centros pertenecientes a los diferentes gasoductos (Sistemas de Transporte) que hagan parte del Sistema Nacional de Transporte, encargados de adelantar los procesos operacionales, comerciales y demás definidos en el RUT. (Fuente. R. CREG-071-1999; Cap. I. Núm. 1.1)

“Proceso que se inicia con la solicitud de servicios de suministro de gas realizada por un Remitente al Productor-Comercializador o Comercializador respectivo y que termina con la Confirmación de la solicitud. (Fuente. R. CREG-071-1999; Cap. I. Num. 1.1) ”

Proceso que se inicia con la solicitud de servicios de transporte realizada por un Remitente al CPC respectivo, con respecto a la Cantidad de Energía y el poder calorífico del gas que va a entregar en el Punto de Entrada o a tomar en el Punto de Salida de un Sistema de Transporte en un Día de Gas y que termina con la Confirmación de la solicitud. (Fuente. R. CREG-071-1999; Cap. I. Num. 1.1)

Son los cilindros del parque universal que, durante el período de transición, fueron encontrados aptos para continuar prestando el servicio y, una vez comprados por un distribuidor, fueron marcados por éste como cilindros de su propiedad de conformidad con la regulación respectiva y los reglamentos técnicos del Ministerio de Minas y Energía. (Fuente: Res. CREG-023/08, Art. 1 y Res. CREG-045/08, Art. 1).

Para propósitos del Reglamento de Distribución se define circuito a la red o tramo de red eléctrica monofásica, bifásica o trifásica que sale de una subestación, de un transformador de distribución o de otra red y suministra energía eléctrica a un área geográfica específica. Cuando un Circuito tenga varias secciones o tramos, para los efectos del Reglamento de Distribución, cada sección o tramo se considerará como un Circuito. (Fuente: R. CREG-070-1998; Anexo)

Conjunto de elementos que son usados como red o tramo de red eléctrica, incluyendo transformadores cuando los hubiere, que reúne simultáneamente las siguientes características:
1. No cumple los requisitos técnicos mínimos establecidos en la Resolución CREG-070 de 1998 .
2. Suministra energía eléctrica exclusivamente a un grupo de Usuarios Regulados pertenecientes a un Barrio Subnormal, cuyas conexiones se han efectuado sin el cumplimiento de las condiciones de conexión establecidas por la Resolución CREG-070 de 1998 .
3. Se pueden clasificar como Redes de Uso General.
(Fuente. R. CREG-120-2001; Art. 2)

Características metrológicas del grupo de instrumentos y transformadores de medida que satisfacen requisitos metrológicos destinados a mantener los errores y variaciones permitidas, dentro de los límites especificados. (Fuente: R. CREG-070-1998; Anexo)

Conjunto de disposiciones expedidos por la Comisión con las facultades del numeral 73.22 de la ley 142 de 1994, a las cuales deben someterse las empresas de servicios públicos del sector y otras personas que usen los sistemas de distribución de gas combustible por redes de tubería. Las normas que expida el Ministerio de Minas y Energía (MME), en particular las que se refieran a la seguridad, harán parte integrante de este código. (Fuente. R. CREG-057-1996; Art. 1)

Conjunto de disposiciones expedidos por la Comisión con las facultades del numeral 73.22 de la ley 142 de 1994, a las cuales deben someterse las empresas de servicios públicos del sector y otras personas que usen el sistema nacional de transporte de gas combustible por redes de tubería. Incluye también el conjunto de principios, criterios y procedimientos para realizar la coordinación y la operación del sistema nacional de transporte, y para regular el funcionamiento del mercado mayorista de gas combustible por redes de tubería. Las normas que expida el Ministerio de Minas y Energía (MME), en particular las que se refieran a la seguridad, harán parte integrante de este código. (Fuente. R. CREG-057-1996; Art. 1)

Proceso de producción combinada de energía eléctrica y energía térmica, que hace parte integrante de una actividad productiva, destinadas ambas al consumo propio o de terceros y destinadas a procesos industriales o comerciales. (Fuente: R. CREG-107-1998; Art. 1)

Es aquella persona natural o jurídica que produce energía utilizando un proceso de Cogeneración, y que puede o no, ser el propietario del sistema de Cogeneración. (Fuente: R. CREG-119-1998; Art. 1)

Para efectos de la determinación del Precio de Reconciliación Positiva de que trata el artículo 1o de la Resolución CREG-034 de 2001, es aquel que puede usar el generador en forma alterna al combustible principal, en eventos de fuerza mayor, caso fortuito, cuando se presenten insalvables restricciones en la oferta de gas natural o situaciones de grave emergencia, no transitorias, o racionamiento programado en los términos del Decreto número 1484 de 2005 o de las normas que lo modifiquen, complementen o sustituyan. (Fuente: R. CREG-084-2005; Art. 1)

Aquel que usa ordinariamente el generador en su actividad de generación, y que respalda su oferta comercial en la bolsa de energía. (Fuente: R. CREG-048-2002; Art. 1)

Aceite Combustible para Motores, corresponde al Fuel Oil número 2D y se referencia por las normas ASTM D 975 y NTC 1438.

Actividad que consiste en la intermediación comercial entre los agentes que prestan los servicios de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica y los usuarios de dichos servicios, bien sea que esa actividad se desarrolle o no en forma combinada con otras actividades del sector eléctrico, según lo dispuesto por la regulación y la ley. (Fuente: R.CREG – 161- 2008; Art 3)

Se presenta cuando previa autorización de la CREG, dos o más agentes comercializan gas natural conjuntamente de manera que los autorizados conforman un solo vendedor. (Fuente. R. CREG-093-2006; Art. 1)

Actividad consistente en la compra y venta de energía eléctrica en el mercado mayorista, bien sea que desarrolle esa actividad en forma exclusiva o combinada con otras actividades del sector eléctrico, cualquiera de ellas sea la actividad principal. (Fuente: R. CREG-128-1996; Art. 2 – R. CREG-042-1999; Art. 1)

Actividad consistente en la compra de energía eléctrica en el mercado mayorista y su venta a los usuarios finales, regulados o no regulados. Quien desarrolla esta actividad se denomina comercializador de energía eléctrica. (Fuente: R. CREG-108-1997; Art. 1)

Actividad de quien, siendo un Productor de Gas Natural, enajena a título oneroso su producción, total o parcialmente, en Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte, directamente a Usuarios No Regulados, a Comercializadores, Distribuidores u otros Agentes que lo requieran. Se entenderá que existe Comercialización cualquiera sea la forma contractual mediante la cual se enajene el gas. (Fuente. R. CREG-023-2000; Art. 1)

Actividad que consiste en la intermediación comercial entre los agentes que prestan los servicios de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica y los usuarios finales de dichos servicios, bien sea que esa actividad se desarrolle o no en forma combinada con otras actividades del sector eléctrico, según lo dispuesto por la regulación y la ley. (Fuente: R. CREG-091-2007; Art. 2)

Es el conjunto de actividades mediante las cuales se realiza la derivación de la red local de energía eléctrica hasta el registro de corte de un inmueble y se instala el medidor. La conexión comprende la acometida y el medidor. La red interna no forma parte de la conexión. (Fuente: R. CREG-225-1997; Art. 1)

Es el derecho que tiene todo usuario a utilizar las redes del Sistema de Transmisión Nacional, de un Sistema de Transmisión Regional y/o un Sistema de Distribución Local, previo el cumplimiento de las normas que rijan el servicio, el pago de las retribuciones que correspondan y el principio de eficiencia consignado en la Ley. (Fuente: R. CREG – 097 – 2008; Art 1)

Bienes que permiten conectar un generador, un sistema de transmisión regional, un sistema de distribución local, o un gran consumidor, a los sistemas de transmisión regional y distribución local. (R. CREG-003-1994; Art. 1)

Activos de uso exclusivo, que no hacen parte del Sistema de Distribución, que permiten conectar un Comercializador, un Generador, o un usuario a un Sistema de Distribución. La conexión de un usuario se compone básicamente de los equipos que conforman el centro de medición y la acometida, activos que son propiedad de quien los hubiere pagado, si no fueren inmuebles por adhesión. (Fuente: R. CREG-091-2007; Art. 2)

Proceso por el cual el Remitente en respuesta a la Nominación Autorizada por el CPC, confirma la Cantidad de Energía que debe entregar al Sistema de Transporte y tomar del mismo. (Fuente. R. CREG-071-1999; Cap. I. Num. 1.1)

Entidad que tiene como función principal acordar los aspectos técnicos para garantizar que la operación integrada del Sistema Interconectado Nacional sea segura, confiable y económica, así como actuar como órgano ejecutor del Reglamento de Operación, de acuerdo con la regulación vigente. (Fuente: Ley 143 de 1994; Art. 36)

Es el procedimiento mediante el cual se solicita, se estudia y se autoriza la intervención de un equipo, de una instalación o de parte de ella. (Fuente: R. CREG-061-2000; Art. 1)

Es el procedimiento mediante el cual se autoriza la realización inmediata del mantenimiento de un equipo, de una instalación o de parte de ella, cuando el estado del mismo o de la misma ponga en peligro la seguridad de personas, del equipo o de la instalación, no pudiéndose cumplir con el procedimiento de programación del mantenimiento respectivo. (Fuente: R. CREG-061-2000; Art. 1)

Para todos los efectos, tendrá el significado del artículo 14.33 de la Ley 142 de 1994. (Fuente. R. CREG-057-1996; Art. 1)

Cantidad de metros cúbicos de gas, o cantidad de kilovatios-hora de energía activa, recibidos por el suscriptor o usuario en un período determinado, leídos en los equipos de medición respectivos, o calculados mediante la metodología establecida en la resolución CREG 108 de 1997. Para el servicio de energía eléctrica, también se podrá medir el consumo en Amperios-hora, en los casos en que la Comisión lo determine. (Fuente: R. CREG-108-1997; Art. 1 – R. CREG-047-2004; Art. 1)

Consumo que, al compararse con los promedios históricos de un mismo suscriptor o usuario, o con los promedios de consumo de suscriptores o usuarios con características similares, presenta desviaciones significativas, de acuerdo con los parámetros establecidos por la empresa. (Fuente: R. CREG-108-1997; Art. 1)

Es la cantidad mínima de energía eléctrica utilizada en un mes por un usuario típico para satisfacer necesidades básicas que puedan ser satisfechas eficiente y económicamente, mediante esta forma de energía final. El nivel del consumo básico será el determinado por la Ley. Actualmente es de 200 kWh por mes de acuerdo con la Ley 188 de 1995. Este consumo es la base para el otorgamiento de los subsidios a los usuarios de los estratos 1, 2 y 3, tal como se precisa en el Anexo 2 de la Resolución CREG 077 de 1997.

Cantidad de kilovars-hora transportados a través de las redes que conforman los Sistemas de Transmisión Regional y Sistemas de Distribución Local y registrados mediante los equipos de medida de energía reactiva ubicados en las fronteras comerciales de los respectivos usuarios. (Fuente: R. CREG-047-2004; Art. 1)

Es el consumo establecido con base en consumos promedios de otros períodos de un mismo suscriptor o usuario, o con base en los consumos promedios de suscriptores o usuarios con características similares, o con base en aforos individuales de carga. (Fuente: R. CREG-108-1997; Art. 1)

Es el liquidado y cobrado al suscriptor o usuario, de acuerdo con las tarifas autorizadas por la Comisión para los usuarios regulados, o a los precios pactados con el usuario, si éste es no regulado. En el caso del servicio de energía eléctrica, la tarifa debe corresponder al nivel de tensión donde se encuentra conectado directa o indirectamente el medidor del suscriptor o usuario. (Fuente: R. CREG-108-1997; Art. 1)

Es el que se determina con base en la diferencia entre la lectura actual y la lectura anterior del medidor, o en la información de consumos que este registre. (Fuente: R. CREG-108-1997; Art. 1)

Es el consumo realizado a través de una acometida no autorizada por la empresa, o por la alteración de las conexiones o de los equipos de medición o de control, o del funcionamiento de tales equipos. (Fuente: R. CREG-108-1997; Art. 1)

Es la cantidad de metros cúbicos de gas combustible, o cantidad de energía eléctrica a la que tiene derecho el usuario por el valor prepagado, definida en el momento en que el suscriptor o usuario active el prepago a través del mecanismo que la empresa disponga. (Fuente: R. CREG-108-1997; Art. 1 – R. CREG-096-2004; Art. 1)

Es el que se determina con base en el consumo histórico del usuario en los últimos seis meses de consumo. (Fuente: R. CREG-108-1997; Art. 1)

Es el consumo de energía y potencia requerido por los sistemas auxiliares de una unidad generadora de una planta y/o unidad de generación. (Fuente: R. CREG-128-1996; Art. 2 – R. CREG-042-1999; Art. 1)

Acuerdo de voluntades suscrito por las partes interesadas, mediante el cual se pactan las relaciones técnicas, administrativas y comerciales de las conexiones al Sistema Nacional de Transporte, e incluye el pago de un Cargo por Conexión. (Fuente. R. CREG-071-1999; Cap. I. Num. 1.1)

Contrato escrito en el que un agente garantiza el suministro de una cantidad máxima de gas natural durante un período determinado, sin interrupciones, cuando se presente la condición de probable escasez y en hasta cinco (5) días calendario adicionales definidos a discreción del comprador. El comprador pagará una prima por el derecho a tomar hasta la cantidad máxima de gas, y un precio de suministro al momento de la entrega del gas nominado. Las cantidades nominadas deberán ser aceptadas por el vendedor al ejercicio de la opción. La prima se pagará mensualmente. (Fuente. R. CREG-186-2020; Art. 3)

Es un contrato bilateral que se celebra entre agentes generadores a través del Mercado Secundario, con el fin de asegurar el cumplimiento de las Obligaciones de Energía Firme de un generador. Su objeto, precio, cantidad, garantía, duración y recaudo se determina de común acuerdo entre las partes siguiendo los lineamientos del Mercado Secundario establecido en la resolución CREG 071 de 2006. (Fuente: R. CREG-071-2006; Art. 2 – R. CREG-079-2006; Art. 1)

Es un contrato uniforme, consensual, en virtud del cual una empresa de servicios públicos los presta a un usuario a cambio de un precio en dinero, de acuerdo con lo establecido en la Ley y la regulación. (Fuente: Res. CREG-023/08, Art. 1).

Es un Contrato de Servicios Públicos, donde algunas de las estipulaciones son objeto de acuerdo especial con uno o algunos usuarios. (Fuente: Res. CREG-023/08, Art. 1).

Contrato escrito en el que un agente garantiza el servicio de suministro de una cantidad máxima de gas natural y/o de capacidad máxima de transporte, sin interrupciones, durante un período determinado, excepto en los días establecidos para mantenimiento y labores programadas. Esta modalidad de contrato requiere de respaldo físico. (Fuente. Concepto CREG 233 de 2022)

Contrato bilateral, escrito y a término, en el cual el comprador se compromete a pagar un porcentaje (% de ToP) del gas contratado, independientemente de que éste sea consumido. El vendedor se compromete a tener a disposición del comprador el 100% de la cantidad contratada. El precio del gas por todo concepto que se establezca para esta modalidad contractual, deberá estar relacionado de manera inversa al Porcentaje de Take or Pay (% de ToP), o cantidad de gas que se comprometa, independiente del consumo. En esta modalidad contractual se ofrece un Servicio de Suministro en Firme o que Garantiza Firmeza. El comprador tendrá el derecho a utilizar el gas pagado y no tomado, durante los doce (12) meses siguientes al pago del gas no tomado, en el Punto de Entrega definido contractualmente. Para el efecto, el vendedor podrá cubrir la obligación de entrega con gas propio o con gas proveniente de terceros, asumiendo en todo caso el costo del transporte adicional que se requiera. (Fuente. R. CREG-023-2000; Art. 1; modificado por R. CREG-070-2006; Art. 2)

Tipo de contrato en el que el comercializador se compromete a pagar toda la energía contratada, independiente de que esta sea consumida o no. Si el consumo es mayor que la energía contratada, la diferencia se paga al precio de la Bolsa correspondiente, según se trate de transacciones domésticas o internacionales. Si el consumo es menor que la energía contratada, este excedente se le paga al comercializador al precio de la Bolsa correspondiente, según se trate de transacciones domésticas o internacionales. (Fuente: R CREG-024-1995; ANEXO A-3)

Contratos especiales de concesión para prestar el servicio de distribución de gas natural por redes de tubería en un área de servicio exclusivo. En estos contratos se pactan cláusulas de exclusividad para la distribución y se presta el servicio en las condiciones de precio y cobertura pactadas en el contrato. (Fuente: Res. CREG-057-1996, Art. 1).

Ejecución de maniobras sobre equipos del SIN, con el fin de ajustar las variables operativas del Sistema. (Fuente: R. CREG-080-1999; Art. 1)

Pérdida del derecho al suministro del servicio público en caso de ocurrencia de alguna de las causales contempladas en la Ley 142 de 1994, en el Decreto 1842 de 1991, y en el contrato de servicios públicos. (Fuente: R. CREG-108-1997; Art. 1)

Es un costo monomio que resulta de calcular, la suma de todos los costos económicos de eficiencia en que incurre el prestador del servicio para suministrar una unidad de energía, no afectado por subsidios ni contribuciones, sobre el cual se calcula el valor de la factura al usuario. (Fuente: R. CREG-082-1997; Art. 1)

Es el costo de renovar el Activo actualmente en servicio, con otro equivalente, de tecnología moderna, que cumpla con la misma función y los mismos estándares de calidad y servicio, valorado a precios de mercado. (Fuente: R. CREG-022-2001; Art. 1)

Es el costo en que incurre un generador para incrementar o disminuir su producción en una unidad. (Fuente: R. CREG-025-1995; Anexo)

Es el costo económico en que se incurre cuando se deja de atender una unidad de demanda. (Fuente: R. CREG-025-1995; Anexo)

Es el costo incremental de cada una de las plantas de racionamiento modeladas en las metodologías del Planeamiento Operativo. Sus valores se definen como:
Costo CRO1: Es el costo económico marginal de racionar 1.5% de la demanda de energía del SIN. Tiene un rango de validez entre 0 y 1.5% de la demanda de energía respectiva.
Costo CRO2: Es el costo económico marginal de racionar 5% de la demanda de energía del SIN. Tiene un rango de validez entre 1.5 y 5% de la demanda de energía respectiva.
Costo CRO3: Es el costo económico marginal de racionar 10% de la demanda de energía del SIN. Tiene un rango de validez para racionamientos superiores al 5% de la demanda de energía respectiva.
Estos costos son revaluados anualmente por la UPME para ser aplicados a partir del comienzo de la estación de invierno y actualizados mensualmente de acuerdo con las proyecciones oficiales de los índices de precios al consumidor nacional. (Fuente: R. CREG-025-1995; Anexo)

Es el aumento en el costo total operativo del sistema, debido al incremento de la demanda total del mismo, en una unidad. El costo adicional es imputable únicamente a unidades de generación flexibles y con nivel de generación superior a cero. (Fuente: R. CREG-112-1998; Art. 15)

Es el costo económico eficiente de prestación del servicio de energía eléctrica al usuario regulado, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh) que resulta de aplicar la Fórmula Tarifaria General establecida en la presente resolución, y que corresponde a la suma de los costos eficientes de cada una de las actividades de la cadena eléctrica. (Fuente: R. CREG – 161- 2008; Art 3)

Valor unitario en el mercado de una Unidad Constructiva ($/Unidad Constructiva). (Fuente: R. CREG-022-2001; Art. 1)

Costos asociados con generaciones desplazadas en el despacho real por Generaciones de Seguridad Fuera de Mérito o por Redespachos. (Fuente: R. CREG-063-2000; Art. 1)

Costos asociados con desviaciones positivas, admisibles de generación, según la reglamentación vigente sobre el tema. (Fuente: R. CREG-074-1999; Art. 1)

Costos asociados con generaciones de seguridad fuera de mérito. (Fuente: R. CREG-063-2000; Art. 1)

Son los costos unitarios de inversión, administración, operación y mantenimiento calculados para cada OR expresados en $/kWh para cada Nivel de Tensión, que se utilizarán para efectos de la aplicación del Decreto 388 de 2007. (Fuente: R.- 097- 2008; Art 1)

Son los costos de oportunidad del agua almacenada en los embalses que representan la operación de un sistema en un horizonte futuro. (Fuente: R. CREG-025-1995; Anexo)

Comisión de Regulación de Energía y Gas

Un Sistema de Potencia es estable en estado estacionario para una condición de operación, si después de un pequeño disturbio, alcanza una condición de operación de estado estacionario semejante a la condición existente antes del disturbio. (Fuente: R. CREG-025-1995; Anexo)

Un Sistema de Potencia es transitoriamente estable si para una condición de operación de estado estable y para un disturbio en particular alcanza una condición de operación aceptable de estado estable, después del disturbio. (Fuente: R. CREG-025-1995; Anexo)

Es la diferencia acumulada entre la Cantidad de Energía Entregada y la Cantidad de Energía Tomada por un Remitente durante un mes. (Fuente. R. CREG-071-1999; Cap. I. Num. 1.1)

Gráfico presentado por los agentes que representen comercialmente plantas y/o unidades de generación nuevas o especiales como requisito para participar en las Subastas, que muestra en la ordenada el porcentaje estimado de avance del proyecto durante el tiempo de ejecución y en la abscisa el tiempo trascurrido. (Fuente: R. CREG-071-2006; Art. 2)

Documento suscrito por el representante legal, mediante el cual se informa a la CREG el interérs de participar en la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme. (Fuente: R. CREG-102-2007; Anexo 10 de la Resolución CREG-071 DE 2006)

Manifestaciónsuscrita por un agente generador mediante la cual registra ante el ASIC, ENFICC no comprometida o Energía Disponible Adicional, ambas de plantas o unidades de propiedad del mismo generador o representadas comercialmente por él, con el fin de cubrir Obligaciones de Energía Firme respaldadas con otra u otras de sus plantas o unidades degeneración. (Fuente: R. CREG-096-2006; Art. 1)

Corresponde al valor de la demanda real del comercializador, que incluye los factores depérdidas en las redes de transmisión regional o de distribución local para referir a nivel de 220 kV y laspérdidas del STN. (Fuente: R. CREG-071-2006; Art. 2)

Corresponde al valor de la demanda de Energía eléctrica del conjunto de Usuarios Regulados y No Regulados que son atendidos por un mismo Comercializador Minorista afectada con laspérdidastécnicas reconocidas para el OR al que está conectada su demanda, las pérdidas no técnicas asignadas a cada Comercializador Minorista y las pérdidas en el Sistema de transmisión Nacional (STN). (Fuente: R. CREG-121-2007; Art. 2)

Cantidad de gas combustible que el Distribuidor proyecta entregar anualmente a los consumidores finales para el Horizonte de Proyección, expresado en metros cúbicos. (Fuente. R. CREG-011-2003; Art. 2)

Para efectos de la presente Resolución, se entenderá que la Demanda del comercializador en un Sistema de transmisión Regional es igual a la Demanda Comercial del mismo en dicho sistema, menos su respectiva participación en las pérdidas del STN. (Fuente: R. CREG-008-2003; Art. 1)

Demanda de Energía de usuarios que están dispuestos a reducir su consumo a cambio de una contraprestación. (Fuente: R. CREG-071-2006; Art. 2)

Promedio de los escenarios de Demanda Máximade Capacidad proyectados por el Transportador para un gasoducto o grupo de gasoductos y del escenario establecido por la CREG, ponderados por la probabilidad de ocurrencia de los mismos, expresados en miles de pies cúbicos por día (kpcd). (Fuente. R. CREG-085-2000 Art. 1; R. CREG-001-2000; Art. 2)

Promedio de los escenarios de volúmenes anuales proyectados por el Transportador para un gasoducto o grupo de gasoductos y del escenario establecido por la CREG, ponderados por la probabilidad de ocurrencia de los mismos, expresados en miles de pies cúbicos (kpc). (Fuente. R. CREG-085-2000; Art. 1; R. CREG-001-2000; Art. 2)

Es la demanda horaria modificada por racionamientos programados. (Fuente: R. CREG-025-1995; Anexo)

Sumatoria de los valores de las demandas correspondientes a las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo, TIE, que son resultado del proceso de Despacho Económico Coordinado, que incluye los factores depérdidas para referir a nivel de 220 kV y laspérdidas del STN. (Fuente: R. CREG-001-2006; Art. 1)

Volumen máximo a transportar en un día en el transcurso de un año, expresado en miles de pies cúbicos por día (Kpcd). (Fuente. R. CREG-001-2000; Art. 2)

Es la máxima generación real horaria total presentada en el mes en los periodos comprendidos entre las 18:00 y 21:00 horas. (Fuente: R. CREG-128-1996; Art. 2 – R. CREG-042-1999; Art. 1)

Es el promedio de las Demandas Máximas Mensuales de Energía del año calendario inmediatamente anterior. (Fuente: R. CREG-128-1996; Art. 2 – R. CREG-042-1999; Art. 1)

Sumatoria de los valores de las demandas internacionales, que no son consideradas en el Despacho Económico Coordinado, que incluye los factores depérdidas para referir al nivel de 220 kV y laspérdidas del STN. (Fuente: R. CREG-001-2006; Art. 1)

Equivale a la Demanda Total Doméstica de Energía para cada uno de los meses comprendidos entre el 1° de Diciembre y el 30 de noviembre del año siguiente al Período de Planeación, más un porcentaje que fijará la CREG. La Demanda Total Doméstica de Energía corresponderá a la Proyección más reciente elaborada por la UPME para el escenario de Proyección que seleccione la CREG. (Fuente: R. CREG-030-2008; Art. 1)

Es la demanda Máxima adicional (MW) que requiere un Cogenerador conectado al SIN para cubrir el 100% de sus necesidades de potencia. (Fuente: R. CREG-107-1998; Art. 1)

Sumatoria de la Demanda Total Doméstica y la Demanda Internacional de Despacho Ecónomico Coordinado. (Fuente: R. CREG-001-2006; Art. 1)

Sumatoria de los valores de la demanda Doméstica de todos los comercializadores, que incluye los factores depérdidas para referir a nivel de 220 kV y laspérdidas del STN. (Fuente: R. CREG-071-2006; Art. 2)

Es la cantidad de gas contratada que otorga al comprador o al consumidor titularidad sobre la misma. (Fuente. R. CREG-071-1999; Cap. I.Núm. 1.1)

Se define como la diferencia entre la Cantidad de Energía Entregada y la Cantidad de Energía Tomada por un Remitente en un día de Gas. (Fuente. R. CREG-071-1999; Cap. I. Num. 1.1)

Proceso de planeación, programación, supervisión y control de la operación integrada del SIN, a cargo del CND en coordinación con los CRDs y las empresas, que se realiza siguiendo los criterios y procedimientos establecidos en el Reglamento de Operación, el Código de Redes y los acuerdos del CNO. (Fuente: R. CREG-025-1995; Anexo)

Proceso mediante el cual se obtiene para un período de 24 horas, el programa horario degeneración de los recursos del SIN despachados centralmente. Este despacho se efectúa con el criterio de minimizar el costo de atender la demanda. (Fuente: R. CREG-004-2003; Art. 3)

Es el Despacho Económico que considera transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo con otros sistemas despachados económicamente. (Fuente: R. CREG-004-2003; Art. 3)

Es la programación de generación que se realiza a posteriori por el Sistema de Intercambios Comerciales (SIC), en la cual se atiende la demanda real con la disponibilidad real de las plantas de generación. Este despacho se realiza considerando las ofertas de precios en la Bolsa de Energía, las ofertas de Precios de Arranque-Parada, las ofertas de los enlaces internacionales y las características técnicas de las plantas o unidades para obtener la combinación de generación que resulte en mínimo costo para atender de demanda total del día, sin considerar la red de transporte. (Fuente: R. CREG – 160-2009; Art. 3)

programación de los recursos de generación para un período de veinticuatro (24) horas mediante procesos de optimización diaria, tomando como referencia el Despacho Programado Preliminar, considerando las característicastécnicas de las plantas y unidades degeneración y los requerimientos de AGC, según la regulación vigente. (Fuente: R. CREG-004-2003; Art. 3)

Es el programa degeneración realmente efectuado por los generadores, el cual se determina con base en las mediciones en las fronteras de los generadores. (Fuente: R. CREG-024-1995; Art. 1)

Maniobra que consiste en abrir los seccionadores adyacentes al interruptutor de un campo que fue abierto previamente. (Fuente: R. CREG-025-1995; Anexo)

Es un cambio en los Puntos de Entrada y/o en los Puntos de Salida con respecto al origen y/o destinación inicial o primaria especificada en el Contrato de Transporte. Esto es, cuando un Remitente solicita, que se lleve su gas de Puntos de Entrada y/o de Salida diferentes a los especificados en su Contrato. (Fuente. R. CREG-071-1999; Cap. I. Num. 1.1)

día oficial de la República de Colombia que va desde las 00:00 horas hasta las 24:00 horas, durante el cual se efectúa el suministro y el transporte de gas. (Fuente. R. CREG-071-1999; Cap. I. Num. 1.1)

Cuando no se especifiquen de otra forma, se entenderán como días calendario. (Fuente: R. CREG-006-2003; Art. 1)

El tiempo total sobre un período dado, durante el cual un Activo de Uso estuvo en servicio, o disponible para el servicio. La Disponibilidad siempre estará asociada con la Capacidad Nominal del Activo, en condiciones normales de operación. (Fuente: R. CREG – 097- 2008; Art 1)

Es la capacidad de la infraestructura eléctrica para ser utilizada en la prestación de los servicios de telecomunicaciones, definida por el Operador de Red de electricidad (OR) o el Transportador según sea el caso. (Fuente: R. CREG – 071- 2008; Art 1)

Es la Máxima cantidad de potencia neta (expresada en valor entero en MW) que un generador puede suministrar al sistema durante el intervalo de tiempo determinado para el Despacho Económico o Redespacho, reportada por la empresa propietaria del generador. (Fuente: R. CREG-025-1995; Anexo)

Es la Máxima cantidad de potencia neta (MW) que un generador puede suministrar al sistema durante un intervalo de tiempo determinado. (Fuente: R. CREG-113-1998; Art. 1)

Es el promedio de las Disponibilidades Promedios Mensuales del año calendario inmediatamente anterior. (Fuente: R. CREG-128-96; Art. 2 – R. CREG-042-1999; Art. 1)

Es el promedio mensual de las disponibilidades comerciales horarias de potencia en los periodos comprendidos entre las 18:00 y 21:00 horas. (Fuente: R. CREG-128-1996; Art. 2 – R. CREG-042-1999; Art. 1)

Actividad de transportar Energía eléctrica a través de una red a voltajes inferiores a 220 kV, bien sea que esa actividad se desarrolle en forma exclusiva o combinada con otras actividades del sector eléctrico cualquiera de ellas sea la actividad principal. (Fuente: R. CREG-128-1996; Art. 2 – R. CREG-042-1999; Art. 1)

Es la actividad de transportar Energía a través de una red de distribución a voltajes iguales o inferiores a 115 kv. Quien desarrolla esta actividad se denomina distribuidor de Energía eléctrica. (Fuente: R. CREG-108-1997; Art. 1)

Es el transporte de gas combustible a través de redes de tubería, desde las Estaciones Reguladoras de Puerta de Ciudad, o desde un Sistema de distribución, hasta la conexión de un usuario, de conformidad con la definición del numeral 14.28 de la Ley 142 de 1994. (Fuente. R. CREG-011-2003; Art. 2)

Persona jurídica que opera y transporta Energía eléctrica en un Sistema de transmisión Regional (STR), o en un Sistema de distribución Local (SDL), o que ha constituido una empresa en cuyo objeto está el desarrollo de dichas actividades. (Fuente: R. CREG-128-1996; Art. 2 – R. CREG-042-1999; Art. 1)

Persona encargada de la administración, la gestión comercial, la planeación, la expansión, la operación y el mantenimiento de todo o parte de la capacidad de un Sistema de distribución. Los activos utilizados pueden ser de su propiedad o de terceros. (Fuente. R. CREG-011-2003; Art. 2)

Persona jurídica que opera y transporta Energía eléctrica en un Sistema de distribución Local y que ha constituido una empresa en cuyo objeto está previsto el desarrollo de dichas actividades. (Fuente: R. CREG-022-2001; Art. 1)

Departamento Nacional de Planeación

Documento en el cual se incluyen los principales parámetros técnicos de los elementos que constituyen el SIN. Se actualiza por lo menos estacionalmente con base en la información reportada por las empresas al CND. Este documento debe ser actualizado por el CND y estar a disposición de las empresas del SIN. (Fuente: R. CREG-025-1995; Anexo)

Depósito a Término Fijo

Es una medida de la productividad que expresa la relación entre la cantidad que se usa de un factor de producción y la producción que se obtiene con él, medida en unidades físicas o monetarias. (Fuente. R. CREG-057-1996; Art. 1) 

Representan los equipos y/o materiales que conforman las Unidades Constructivas. (Fuente: R. CREG-026-1999; Art. 1)

Las que regula el Capítulo 1o. del Título 1o, de la Ley 142 de 1994. (Fuente: R. CREG-128-1996; Art. 2)

Es la cantidad de energía eléctrica, adicional a la ENFICC, que es capaz de entregar una planta de generación hidráulica en los meses del período que definiá la energía Firme para el Cargo por Confiabilidad. (Fuente: R. CREG-071-2006; Art. 2)

Es la energía adicional producida por un Cogenerador que tiene asociada una potencia constante en un período de tiempo, garantizada por el agente, la cual es susceptible de contratar a largo plazo. Se entiende como -potencia constante en un período de tiempo-, la potencia del sistema de cogeneración que el agente respectivo registra ante el ASIC y de la cual no hará uso, en ningún caso, para su propio consumo. Esta potencia se calcula como la diferencia entre la capacidad efectiva del sistema de cogeneración y la potencia máxima que el cogenerador se reservará para su propio consumo. (Fuente: R. CREG-107-1998, Art. 1)

Es la energía producida por el Cogenerador que no tiene asociada una potencia constante y es la energía resultante de las fluctuaciones del consumo propio. (Fuente: R. CREG-107-1998; Art. 1)

Es el aporte incremental de las plantas de generación de una empresa al sistema interconectado, el cual se efectúa con una confiabilidad de 95% y se calcula con base en una metodología aprobada por la Comisión y en los modelos de planeamiento operativo utilizados en el sistema interconectado nacional. (Fuente: R. CREG-053-1994; Art. 1)

Es la máxima energía eléctrica que es capaz de entregar una planta de generación continuamente, en condiciones de baja hidrología, en un período de un año. (Fuente: R. CREG-071-2006; Art. 2)

Es la suma que resulta entre la generación directa de una empresa y toda la energía que generan las empresas con las cuales tiene vinculación econímica según la legislación comercial y tributaria. A su vez, se entiende por generación directa aquella que produce una empresa con activos de su propiedad o bajo su posesión, tenencia, uso, usufructo o cualquier otro título que le permita usar unos activos para generar energía sobre la cual tenga poder de disposición. (Fuente: R. CREG-020-1996; Art. 1)

Es la energía adicional (MWh) que puede requerir un Autogenerador conectado al SIN para cubrir el 100% de sus necesidades de energía. (Fuente: R. CREG-084-1996; Art. 1)

Es el aporte incremental de energía y potencia de las plantas de generación de una empresa al Sistema Interconectado Nacional, el cual se efectúa con una confiabilidad de 95% y se calcula con base en una metodología aprobada por la Comisión y en los modelos de planeamiento operativo utilizados en el Sistema Interconectado Nacional. (Fuente: R. CREG-009-1994; Art. 1)

Conjunto de líneas y equipos asociados, que conectan los sistemas eléctricos de dos (2) países, y que tienen como función exclusiva el transporte de energía para importación o exportación, a Nivel de Tensión 4 o superior. (Fuente: R. CREG-001-2006; Art. 1)

Son las personas autorizadas por el artículo 15 de la Ley 142 de 1994, para prestar los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible definidos en dicha ley. (Fuente: R. CREG-072-2002; Art. 1)

Conjunto de dispositivos destinados a la medicíon o registro del consumo. (Fuente: R. CREG-108-1997; Art. 1)

Equipo necesario para que CND y un agente del SIN se conecten a un Canal de Comunicaciones. (Fuente: R. CREG-080-1999; Art. 1)

período comprendido entre el 1o de mayo y el 30 de noviembre de cualquier año calendario. (Fuente: R. CREG-071-2006; Art. 2)

período comprendido entre el 1o de diciembre de cualquier año calendario y el 30 de abril del año calendario inmediatamente siguiente. (Fuente: R. CREG-071-2006; Art. 2)

Estación de transferencia de custodia desde el SNT a un Sistema de Distribución, en la cual se efectúan labores de regulación de presión, tratamiento y medición del gas. A partir de este punto inician las redes que conforman total o parcialmente un Sistema de Distribución y el Distribuidor asume la custodia del gas combustible. (Fuente: R. CREG-202-2013; Art. 2)

Conjunto de bienes destinados, entre otros aspectos, a la determinación del volumen, la energía y la calidad del gas, que interconectan un Productor-Comercializador con el Sistema Nacional de Transporte. El Productor-Comercializador será el responsable de construir, operar y mantener la Estación. Las Interconexiones Internacionales para Importación, que se conecten al Sistema Nacional de Transporte, se considerarón como un Productor-Comercializador. Para el caso de intercambios internacionales los comercializadores involucrados acuerdan cómo asumir responsabilidades sobre la Estación. (Fuente. R. CREG-041-2008; Art. 2; R. CREG-071-1999; Cap. I. Num. 1.1)

Conjunto de bienes destinados, entre otros aspectos, a la determinación del volumen y la energía del gas, que interconectan el Sistema Nacional de Transporte con un Distribuidor, un Usuario No Regulado, un Sistema de Almacenamiento o cualquier Usuario Regulado (no localizado en áeas de servicio exclusivo) atendido a través de un Comercializador. El Agente que se beneficie de los servicios de dicha Estación será el responsable de construir, operar y mantener la Estación. (Fuente. R. CREG-041-2008; Art. 2; R. CREG-071-1999; Cap. I. Num. 1.1)

Conjunto de bienes destinados, entre otros aspectos, a la determinación del volumen, la energía y la calidad del gas, que interconectan dos o más Transportadores, en el Sistema Nacional de Transporte. Las Interconexiones Internacionales para Exportación, que se conecten al Sistema Nacional de Transporte, se considerarán como un Transportador. El Transportador que requiera la Estación, para prestar el respectivo servicio, será el responsable de construir, operar y mantener la estación. (Fuente. R. CREG-041-2008; Art. 2; R. CREG-071-1999; Cap. I. Num. 1.1)

Son aquellas instaladas en los puntos de transferencia de custodia y cuyos equipos e instrumentos de medición deben cumplir con las normas colombianas o, en su defecto, con las de AGA o ANSI, establecidas para la fabricación, instalación, Operación y mantenimiento de los equipos e instrumentos. Estas estaciones pueden ser de Entrada, de Salida o Entre Transportadores. (Fuente. R. CREG-041-2008; Art. 2; R. CREG-071-1999; Cap. I. Num. 1.1)

Es un estado de Operación que se encuentra cercano a los límites de seguridad y que ante la ocurrencia de una contingencia se alcanza un estado de emergencia. (Fuente: R. CREG-025-1995; Anexo)

Es el estado de operación que se alcanza cuando se violan los límites de seguridad del sistema de potencia, o no se puede atender totalmente la demanda. Igualmente, se considera como tal el aislamiento de una o más Áreas del SIN. (Fuente: R. CREG-080-1999; Art.1)

Balance, estado de pérdidas y ganancias, y de fuentes y usos de fondos. (Fuente. R. CREG-057-1996; Art. 1)

Característica técnica de una planta y/o unidad de generación, que determina la variación porcentual de la frecuencia por cada unidad de variación porcentual de la carga. (Fuente: R. CREG-023-2001; Art.1)

El conjunto de cargos previstos en la Resolución CREG-113 de 1996. (Fuente: R. CREG-031-1997; Art. 1)

Se define como aquél que involucra como proyecto el montaje de una subEstación o transformador de distribución o aquél que conlleva un cambio de voltaje para atender al usuario. Podrá ser cobrado al usuario de manera detallada. (Fuente: R. CREG-225-1997; Art. 1)

Es un procedimiento mediante el cual, previo estudio de factibilidad de la conexión y del proyecto respectivo, el prestador del servicio determina las condiciones técnicas y operativas bajo las cuales está en disposición de suministrar el servicio de energía. Este forma parte del Estudio de Conexión Particularmente Complejo. (Fuente: R. CREG-225-1997; Art. 1)

Es el período previo a la puesta en Operación comercial de un equipo del SIN, o de equipos existentes cuando entran en Operación después de un mantenimiento prolongado. La fecha de iniciación de la Operación comercial es definida por la empresa propietaria. (Fuente: R. CREG-025-1995; Anexo)

Situación que causa la indisponibilidad parcial o total de un activo de uso y que ocurre de manera programada o no programada. (Fuente: Resolución CREG-015- 2018; Art 3)

Son aquellos que ocurren súbitamente y causan un efecto operacional en el Sistema del OR y pueden o no causar efectos en la Operación del SIN. (Fuente: R. CREG-070-1998; Anexo)

Son aquellos eventos planeados por el OR que causan un efecto operacional en el Sistema del OR y pueden o no causar efectos en la Operación del SIN (Fuente: R. CREG-070-1998; Anexo)

Son los equipos y/o materiales que conforman las Unidades Constructivas. (Fuente: R. CREG-011-2009; Art. 3)

Operación de almacenamiento de gas en gasoductos mediante variaciones de presión de Operación, permitiendo modificar transitoriamente la capacidad de transporte de un gasoducto. (Fuente. R. CREG-071-1999; Cap. I. Num. 1.1)

Son empresas aquellas que se ajusten a la definición del artículo 25 del Código de Comercio, las empresas industriales y comerciales del Estado, y especialmente, las empresas de servicios públicos a las que se refiere la Ley 142 de 1994. (Fuente: R. CREG-024-1995; Art. 1)

Estudio realizado por el Operador de Red (OR) o por el Transportador de energía eléctrica que permite determinar la posibilidad del uso seguro y confiable de la infraestructura eléctrica para ser utilizada en la provisión de redes y servicios de telecomunicaciones. (Fuente: R. CREG-063-2013; Art. 3)

Es la relación entre el volumen de gas transportado en un Año y su correspondiente Demanda Máxima de Capacidad multiplicada por un factor de 365 ó 366, según corresponda. (Fuente: R. CREG-126-2010; Art. 1)

Se define como la relación entre la Demanda Esperada de Volumen en un año dado del Horizonte de Proyección y su correspondiente Demanda Esperada de Capacidad multiplicada por un factor de 365. (Fuente. R. CREG-001-2000; Art. 2)

Es la relación existente entre la demanda Máxima de potencia de un sistema y la suma de las demandas Máximas de potencia de los subsistemas que lo conforman. (Fuente: R. CREG-025-1995; Anexo)

Factor multiplicador aplicable al costo FOB de una Unidad Constructiva, que involucra todos aquellos costos y gastos adicionales en que se incurre para la puesta en servicio o puesta en operación de la Unidad Constructiva correspondiente. Se expresa en porcentaje del costo FOB. (Fuente. R. CREG-011-2009; Art. 3)

Es un indicador de utilización de un tramo o grupo de gasoductos con relación a su utilización potencial máxima. El Factor de Utilización se calculará de conformidad con lo dispuesto en el artículo 3 de la presente Resolución. (Fuente. R. CREG-126-2010; Art. 2)

Relación entre la energía efectivamente producida y la energía Máxima posible de generar, considerando para la determinación de esta última la Capacidad Efectiva Neta, durante el mismo período de tiempo y expresada por unidad. (Fuente: R. CREG-116-1996; Anexo 4 – R. CREG-074-2002; Art. 1)

Coeficiente numérico por el cual se multiplica el valor de una serie hidrológica principal para obtener el valor de una serie menor. (Fuente: R. CREG-111-2000; Art. 1)

Es la cuenta de cobro que una persona prestadora de servicios públicos entrega o remite al usuario, por causa del consumo y demás servicios inherentes prestados, en desarrollo de un contrato de servicios públicos. En el caso de consumos prepagados, es el acto de cobrar, a solicitud del usuario, una cantidad de energía o de gas que él desea pagar anticipadamente. (Fuente: R. CREG-108-1997; Art. 1)

Corresponde a las actividades de recepción de información sobre los sujetos pasivos objeto del impuesto de alumbrado público reportada por el municipio o distrito, totalizar en el mismo cuerpo de la factura de energía eléctrica, pero de manera separada el valor correspondiente al impuesto al alumbrado público y distribuirla entre sus usuarios. También se encuentran dentro de estas actividades la de emitir la factura del impuesto de alumbrado público de forma independiente del servicio domiciliario de energía eléctrica, cuando así lo solicite el usuario. (Fuente. R. CREG-005-2012; Art. 1)

Proceso que adelantan el ASIC y el LAC para expedir la factura comercial correspondiente al Mes anterior al Mes en que se emiten los documentos o correspondiente a períodos anteriores a este. (Fuente. R. CREG-157-2011; Art. 1)

Es la fecha de referencia para el cálculo de los componentes del Ingreso Regulado, corresponde al 31 de diciembre de 2013. (Fuente. R. CREG-174-2013; Art. 2)

Es el 31 de diciembre del año inmediatamente anterior al de la fecha de presentación de la solicitud de costos y cargos.( Fuente: Resolución CREG – 097- 2008; Art 1)

Es el día a partir del cual se da inicio al período de Vigencia de la Obligación de energía Firme de una planta o unidad de generación. (Fuente: R. CREG-061-2007; Anexo, Artículo 2 )

Fecha en la cual se finaliza el procedimiento de registro de la frontera comercial o del contrato, definido en la presente Resolución, para que un agente participe en las liquidaciones de las transacciones comerciales del mercado mayorista. Esta se considera como la fecha de entrada en operación Comercial de la frontera o contrato y se considera la fecha a partir de la cual el ASIC incluye estos en la liquidación de las transacciones del Mercado Mayorista. (Fuente: R. CREG-006-2003; Art. 1)

Fenómeno que origina distorsión transitoria de la forma de onda de tensión, respecto de su forma estándar. Se dice que existe una discontinuidad del servicio cuando la tensión no sigue la forma de onda estándar. (Fuente: R. CREG-024-2005; Art. 1)

Uno de los criterios utilizados para evaluar la viabilidad empresarial de una entidad o de una actividad, cuya definición exacta, cálculo y utilización respectiva se presenta en el anexo 1 de la Resolución CREG 038 de 1996. (Fuente: R. CREG-039-1996; Art. 1)

Forma en el tiempo de una onda senoidal pura de amplitud constante, igual a la tensión nominal, y a una frecuencia de 60 Hz. (Fuente: R. CREG-024-2005; Art. 1)

Formato que diseñará el ASIC, y que utilizarán los agentes en sus solicitudes de registro de fronteras comerciales o de contratos, al cual se deberá anexar la información y documentación necesaria para que el registro pueda ser incluido en las liquidaciones del Mercado Mayorista, conforme a la regulación vigente. (Fuente: R. CREG-006-2003; Art. 1)

Formato que diseñará el ASIC y que con carácter obligatorio utilizarán los participantes para entregar las ofertas, cumpliendo con los requisitos de la oferta establecidos en este Anexo. (Fuente: R. CREG-051-2012; Anexo 1)

Conjunto de criterios y de métodos de carácter particular, sujetos a la Fórmula Tarifaria General, resumidos por medio de una Fórmula, en virtud de los cuales cada Comercializador puede modificar periódicamente las tarifas que cobra a sus Usuarios Regulados. Cuando se haga referencia a Fórmula tarifaria de una empresa debe entenderse la Fórmula Tarifaria Específica. (Fuente: R. CREG-091-2007; Art. 2)

Conjunto de criterios y de métodos de tipo general en virtud de los cuales se determina el costo promedio por unidad a los comercializadores de energía eléctrica que atienden a usuarios regulados. (Fuente: R. CREG-076-2016; Art. 2)

Conjunto de criterios y de métodos de tipo general en virtud de los cuales se determina, a los Comercializadores de energía eléctrica que atienden a usuarios regulados, el costo promedio por unidad. (Fuente: Resolución CREG – 160-2008; Art 3)

Son las ecuaciones que permiten calcular el Costo de prestación del Servicio, en función de la estructura de costos económicos, independientemente de los subsidios o contribuciones. (Fuente: R. CREG-031-1997; Art. 1)

Son las ecuaciones que permiten calcular el Costo de prestación del Servicio, en función de la estructura de costos económicos. (Fuente: R. CREG-112-1996; Art. 1)

Es el resultado de sustraer la Demanda Máxima Promedio Anual de Energía de la Disponibilidad Promedio Anual. (Fuente: R. CREG-101-2010; Art. 1)

Es la periodicidad con la cual se efectúan mantenimientos programados a los equipos del SIN. Se mide en horas de operación. (Fuente: R. CREG-025-1995; Anexo)

Es la frecuencia con la cual deben ser actualizados los resultados de cada una de las metodologías necesarias para efectuar el planeamiento de la operación del SIN. (Fuente: R. CREG-025-1995; Anexo)

Corresponde al punto de medición asociado al punto de conexión entre agentes o entre agentes y usuarios conectados a las redes del Sistema de Transmisión Nacional o a los Sistemas de Transmisión Regional o a los Sistemas de Distribución Local o entre diferentes niveles de tensión de un mismo OR. Cada agente en el sistema puede tener una o más fronteras comerciales. (Fuente: R. CREG-038-2014; Art. 2)

Es la frontera comercial de un usuario o Generador Embebido que se conecta al SIN mediante los activos de conexión de terceros a través de una frontera Principal. (Fuente: R. CREG-122-2003; Art. 1)

Es la frontera comercial de un Usuario No Regulado, a partir de la cual se encuentran conectados la frontera comercial y los activos de conexión al Sistema Interconectado Nacional de un Generador Embebido, de un usuario o de varios de los anteriores. (Fuente: R. CREG-122-2003; Art. 1)

Es el ACPM definido en la presente resolución (Aceite Combustible para Motores, corresponde al Fuel Oil número 2D y se referencia por las normas ASTM D 975 y NTC 1438). (Fuente: R. CREG-091-2007; Art. 2)

También conocido como combustóleo número 6, es un combustible elaborado a partir de productos residuales que se obtienen de los procesos de refinación del petróleo. Tiene un poder calorífico mínimo de 41.500 Kj/Kg medido de acuerdo con la norma ASTM D 4868. (Fuente: R. CREG-091-2007; Art. 2)

Conjunto de pares que relacionan cantidades de energía Firme expresadas en kilovatios-hora (kWh) y los precios respectivos, expresados en dólares por kilovatio-hora (US$/kWh), que el sistema está dispuesto a adquirir en el proceso de Subasta, y que ha sido previamente anunciada a los participantes en la misma. (Fuente: R. CREG-071-2006; Art. 2)

Conjunto de pares que relacionan las cantidades de energía Firme para el Cargo por Confiabilidad expresadas en kilovatios-hora (kWh) y los precios respectivos expresados en dólares por kilovatio-hora (US$/kWh), que cada uno de los generadores que participan en la está dispuesto a comprometer. Para cada generador la oferta expresada en kilovatios-hora (kWh) no podrá exceder la suma de la energía Firme para el Cargo por Confiabilidad de las plantas y/o unidades de generación representadas comercialmente por él, ni asignar a la ENFICC de una planta y/o unidad de generación más de un precio. (Fuente: R. CREG-071-2006; Art. 2)