Glosario
A
Acuerdos comerciales celebrados entre dos Agentes, dirigidos a atender Desbalances. (Fuente. Res. CREG-071-1999; Cap. I. Num. 1.1)
B
C
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)
Cargos por Uso por unidad de energía, expresados en $/kWh y diferenciados por Período de Carga. (Fuente: R. CREG-103-2000; Art. 1)
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)
Los documentos, comunicaciones, etc., relacionados con el negocio del transporte de gas natural, donde se hable de condiciones estándar, estas deberán entenderse como presión absoluta de 14.65 psi y temperatura de 60 oF (1.01 bar absoluto y 15.56 oC). Cualquiera otra condición debe ser indicada explícitamente. (Fuente. R. CREG-41-2008; Art. 1)
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 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.
D
E
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)
F
g
Corresponde al Participante (s) que ofertó en la ronda con la cual se termina la subasta. (Fuente. R. CREG-095-2008; Art. 1o)
Instrumento mediante el cual una institución financiera debidamente autorizada por la Superintendencia Financiera, garantiza de forma incondicional e irrevocable el pago de las obligaciones indicadas en el presente Reglamento. La garantía será pagadera a la vista y contra el primer requerimiento escrito en el cual XM S.A. E.S.P., en calidad de ASIC, informe que el Agente o Persona Jurídica Interesada no ha dado cumplimiento a las obligaciones objeto de la garantía. La forma y perfeccionamiento de esta garantía se regirá por las normas del Código de Comercio que regulan la materia y por las demás disposiciones aplicables. (Fuente: R. CREG-094-2007; Artículo 2)
Es cualquier gas que pertenezca a una de las tres familias de gases combustibles (gases manufacturados, gas natural y gas licuado de petróleo) y cuyas características permiten su empleo en artefactos a gas, según lo establecido en la Norma Técnica Colombiana NTC-3527, o aquellas que la modifiquen, sustituyan o complementen. (Fuente. R. CREG-011-2003; Art. 2)
Es una mezcla de hidrocarburos livianos, principalmente constituida por metano, que se encuentra en los yacimientos en forma libre o en forma asociada al petróleo. El Gas Natural, cuando lo requiera, debe ser acondicionado o tratado para que satisfaga las condiciones de calidad de gas establecidas por la CREG. (Fuente. R. CREG-011-2003; Art. 2)
Es todo gas o vapor, innatos en la formación y producidos en un yacimiento clasificado como de petróleo. Igualmente lo es todo gas que se extraiga de la capa de gas de un yacimiento de petróleo. El Ministerio de Minas y Energía es quien determina cuándo el gas de un campo, yacimiento o pozo es o no asociado. (Fuente. R. CREG-023-2000; Art. 1)
Gas natural cuya presión se aumenta a través de un proceso de compresión y se almacena en recipientes de alta resistencia. (Fuente. R. CREG-011-2003; Art. 2)
Es una mezcla de hidrocarburos, principalmente metano, cuya presión se aumenta a través de un proceso de compresión y se almacena en recipientes cilíndricos de alta resistencia, para ser utilizados en vehículos automotores. (Fuente. R. CREG-08-1998; Art. 1)
Es aquel gas natural que es producido en yacimientos donde no se encuentra conjuntamente con el petróleo. El Ministerio de Minas y Energía es quien determina cuándo el gas de un campo, yacimiento o pozo es o no libre o no asociado. (Fuente. R. CREG-023-2000; Art. 1)
Es el conjunto de tuberías y accesorios de propiedad de una persona natural o jurídica que permite la conducción de gas de manera independiente y exclusiva para un único consumidor desde un campo de producción, el SNT, un sistema de distribución, un sistema de almacenamiento, o desde una Interconexión Internacional. (Fuente. R. CREG-126-2010; Art. 2)
Gastos de administración, operación y mantenimiento de las actividades reguladas del CND, ASIC y LAC. (Fuente: R. CREG-082-2007; Capítulo I )
Es la generación de la planta medida por contadores instalados en los bornes del generador. (Fuente: R. CREG-025-1995; Anexo)
Generación forzada requerida para suplir las Restricciones Eléctricas u Operativas del SIN. (Fuente: R. CREG-063-2000; Art. 1)
Generación forzada requerida para suplir las Restricciones Eléctricas u Operativas del SIN, cuyo precio de oferta es superior al precio de bolsa. (Fuente: R. CREG-063-2000; Art. 1)
Es la mínima generación requerida para soportar la tensión y aliviar sobrecargas en alguna zona del STN, STR o Sistema de Distribución Local. (Fuente: R. CREG-025-1995; Anexo)
Es la generación entregada por una planta al SIN en el punto de conexión. (Fuente: R. CREG-025-1995)
Persona natural o Jurídica que produce Energía eléctrica y tiene por lo menos una planta y/o unidad de generación conectada al Sistema Interconectado Nacional, bien sea que desarrolle esa actividad en forma exclusiva o en forma combinada con otra u 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 un consumidor de más de 500.000 pcd hasta el 31 de diciembre del año 2001; de más de 300.000 pcd hasta el 31 de diciembre del año 2004; y, de más de 100.000 pcd a partir de enero 1o. del año 2005, medida la demanda en un solo sitio individual de entrega. (Fuente. R. CREG-057-1996; Art. 1)
Impuesto sobre transacciones financieras definido en el Artículo 1o. de Ley 633 de 2001, o en las demás normas que lo modifiquen o sustituyan. (Fuente: R. CREG-092-2004; Art. 1)
Conjunto de GPPS que tienen el mismo número de años de antigüedad de asignaciones de OEF.(Fuente: Anexo 12 resolución CREG – 071 de 2006. 12.2. Modificado por la resolución CREG – 040 de 2008)
H
Es el número de horas que un equipo del SIN permanece fuera de servicio por razones de fallas. (Fuente: R. CREG-025-1995; Anexo)
Es el número de horas que un equipo del SIN permanece fuera de servicio por razones de mantenimientos programados. (Fuente: R. CREG-025-1995; Anexo)
Período de tiempo, fijado en 20 años, utilizado para simular el comportamiento de las variables de demanda y gastos de administración, operación y mantenimiento asociados a la utilización de la Inversión Base, en la metodología tarifaria. (Fuente. R. CREG-011-2003; Art. 2)
Es el período de tiempo cubierto por cada una de las etapas del Planeamiento Operativo denominadas Largo, Mediano Plazo, Corto Plazo y muy Corto Plazo. El horizonte del Largo Plazo es de cinco años, el Mediano Plazo de cinco semanas, el Despacho Económico de 24 horas y el Muy Corto Plazo desde la hora actual hasta el final del día. (Fuente: R. CREG-025-1995; Anexo)
Fluctuación de tensión caracterizada por producir una (Fuente: R. CREG-024-2005; Art. 1)
I
International Community Electrical Association
Instituto Colombiano de Normas Técnicas
International Electrotechnical Commission
Institute of Electrical and Electronics Engineers
Incumplimiento del cronograma de construcción o puesta en operación o repotenciación, según sea el caso, de una planta y/o unidad de generación, que permite prever que la puesta en operación o repotenciación de la planta o unidad de generación, ocurrirá después del IPVO, certificado por el auditor designado para el efecto conforme a lo previsto en el Artículo 8 de la Resolución CREG 071 de 2006. (Fuente: R. CREG-061-2007; Anexo, Art. 2)
Serán los eventos de incumplimiento establecidos en el Artículo 13 del Reglamento de Garantías. (Fuente: R. CREG-061-2007; Anexo, Art. 2)
Cifra que establece el nivel o la evolución de una cantidad que refleja el estado de un sistema. (Fuente: R. CREG-024-2005; Art. 1)
Se entiende como una medida cuantitativa que permite efectuar el diagnóstico, el seguimiento y la evaluación periódica de las variables de gestión de la entidad prestadora, mediante su comparación con sus correspondientes parámetros o referentes. (Fuente: R. CREG-072-2002; Art. 1)
Índice de Discontinuidad que relaciona la cantidad promedio de Energía No Suministrada (ENS) por cada unidad de Energía Suministrada (ES) por un OR durante el año de evaluación, el cual se obtiene como el promedio de los ITAD del respectivo año.( Fuente: R.CREG – 097- 2008; Art 1)
Se define como el porcentaje de tiempo total sobre un período dado, durante el cual un Activo de Conexión al STN o de Uso del STN, estuvo en servicio o disponible para el servicio. Se excluyen, para efectos de aplicación de esta Resolución, algunas Indisponibilidades para calcular este Índice. (Fuente: R. CREG-061-2000; Art. 1)
Es el índice que permite medir las variaciones en los precios de las componentes de las Fórmulas Tarifarias. (Fuente: R. CREG-112-2001; Art. 1)
Índice de precios al consumidor, total nacional, reportado por el DANE. (Fuente. R. CREG-001-2000; Art. 2)
Índice de Discontinuidad que relaciona la cantidad promedio de Energía No Suministrada (ENS) por cada unidad de Energía Suministrada (ES) por un OR durante el período usado como referencia.( Fuente: R. CREG – 097- 2008; Art 1)
Índice de Discontinuidad que relaciona la cantidad promedio de Energía No Suministrada (ENS) por cada unidad de Energía Suministrada (ES) por un OR durante el trimestre de evaluación. (Fuente: R.CREG – 097 de 2008; Art 1)
Se define como el tiempo equivalente sobre un período dado, durante el cual un Activo de Conexión al STN o de Uso del STN, estuvo disponible pero con capacidad reducida. Se entiende que un activo está indisponible parcialmente cuando éste no está disponible totalmente para el servicio, independientemente de que su función esté siendo suplida por otro activo del SIN. (Fuente: R. CREG-061-2000; Art. 1)
Es la indisponibilidad en (p.u.) para cada unidad generadora de su capacidad efectiva atribuible a los mantenimientos programados durante los últimos tres años. Se revalúa estacionalmente y se emplea para calcular el índice de indisponibilidad de Corto Plazo (ICP). (Fuente: R. CREG-025-1995; Anexo)
Se define como el tiempo total sobre un período dado, durante el cual un Activo de Conexión al STN o de Uso del STN no estuvo en servicio o disponible para el servicio. Se entiende que un activo está indisponible cuando éste no está disponible para el servicio, independientemente de que su función esté siendo suplida por otro activo del SIN. (Fuente: R. CREG-061-2000; Art. 1)
Un Sistema de Cogeneración es inflexible cuando las características Técnicas del mismo, hacen que genere en una hora, más Energía de la requerida por su proceso productivo. (Fuente: R. CREG-107-1998; Art. 1)
Una unidad es inflexible cuando las características Técnicas de la unidad hacen que genere en una hora a pesar de que su precio de oferta es superior al costo marginal del sistema, o cuando después de la hora de cierre de las ofertas y antes del período de reporte de cambios para el redespacho, el generador informa que por sus características Técnicas la unidad es inflexible. (Fuente: R. CREG-112-1998; Art. 16)
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. (Fuente: R. CREG-112-2001; Art. 1)
Información Hidrológica de los aportes de los ríos del SIN evaluada y aprobada por el procedimiento para verificación de parámetros establecido por el CNO en el Acta de Reunión 074 del 16 de julio de 1998 y los acuerdos que la modifiquen o sustituyan. Para las series Hidrológicas que hasta la fecha no se han sometido a este procedimiento la información Hidrológica Oficial del SIN es la información Hidrológica con que contaba el CND antes del 16 de julio de 1998. Para las series Hidrológicas de proyectos nuevos la información Hidrológica Oficial del SIN será, mientras se someten al procedimiento de aprobación del CNO, aquella reportada en los respectivos Comités o Subcomités Técnicos del Consejo Nacional de operación, o en su defecto la reportada para el Cargo por Capacidad del año 1999. (Fuente: R. CREG-071-2006; Art. 2)
La infraestructura eléctrica comprende los ductos y postes que se utilizan en la prestación del serviciopúblico domiciliario de Energía eléctrica, en los niveles de tensión I, II y III <O-14-001>. (Fuente: R. CREG-144-2001; Art. 1)
Edificación clasificada en los estratos socioeconómicos 1, 2 & 3, con una entrada común desde la calle, que aloja tres o más hogares que comparten los serviciospúblicos domiciliarios y los servicios sanitarios. (Fuente: R. CREG-108-1997; Art. 1)
Comprende el regulador y latubería flexible no metálica, mangueras y/o conectores flexibles, usados en instalaciones de artefactos a gas que utilicen GLP. (Fuente: Res. CREG-023/08, Art. 1).
Equipos y redes utilizados por el Agente a partir de la Conexión, entre los cuales se pueden incluir filtros, odorizadores, compresores, válvulas de control y medidores de verificación, que no hacen parte del Sistema Nacional de Transporte. (Fuente. R. CREG-071-1999; Cap. I. NUm. 1.1)
Es el conjunto de redes, accesorios y equipos que integran el sistema de suministro de Energía eléctrica al inmueble a partir del medidor. Para edificios de propiedad horizontal o condominios, y en general, para Unidades Inmobiliarias Cerradas, es aquel sistema de suministro de Energía eléctrica al inmueble a partir del registro de corte general cuando lo hubiere (Fuente: R. CREG-070-1998; Anexo)
Conjunto de líneas y/o equipos asociados, que tengan como uso exclusivo la importación y/o exportación de Energía, con independencia del nivel de tensión de operación. (Fuente: R. CREG-063-2000; Art. 1)
Para los efectos previstos en esta Resolución en lo referente a la generación eléctrica a base de gas natural por parte de una empresa de transporte de gas natural o de una empresa productora de gas natural, el interés económico se determinará así.
a. Cuando estas empresas, sus matrices, sus subordinadas, o sus vinculadas sean parte en un contrato para compartir utilidades o reducir costos o en cualquier clase de contrato de riesgo compartido con empresas generadoras a base gas natural, o.
b. Cuando estas empresas tienen.
* acciones, cuotas o partes de interés en el capital en la empresa generadora de electricidad a base gas natural en un porcentaje superior al 25% del capital social.
* Créditos a cargo de la empresa generadora a base de gas natural en condiciones más favorables que las prevalecientes en el mercado.
* Cualquier influjo en la determinación del precio o de los servicios ofrecidos por la empresa generadora a base gas natural.
Las empresas a que se refiere este artículo, deberán proporcionar a la Comisión, cuando esta lo solicite, un certificado que acredite el cumplimiento de las obligaciones de no hacer que consagra este artículo.
Es aquella que reconoce la CREG y que corresponde a un dimensionamiento consistente con el Factor de Utilización Normativo del gasoducto, con la Demanda Esperada de Capacidad y de Volumen y con costos eficientes comparables con otros gasoductos similares u otros criterios de evaluación de que disponga la CREG. La Inversión Base deberá considerar las normas de seguridad establecidas por el Ministerio de Minas y Energía, el Reglamento Unico de Transporte y las normas aplicables emitidas por autoridades competentes. (Fuente. R. CREG-001-2000; Art. 2)
Conjunto de activos propios de la operación y otros activos reconocidos en la última revisión tarifaria, más las inversiones eficientes efectivamente ejecutadas en el último período Tarifario, actualizadas a la Fecha Base. (Fuente. R. CREG-007-2001; Art. 1)
Toda persona natural o jurídica que, directa o indirectamente, participa en el capital o es propietario o copropietario de una Empresa. (Fuente: R. CREG-128-1996; Art. 2 – R. CREG-042-1999; Art. 1)
ÍNDICE de Precios al Productor Total Nacional
L
Régimen de tarifas mediante el cual la Comisión de Regulación de Energía y Gas fija los criterios y la metodología con arreglo a los cuales las empresas que presten el serviciopúblico domiciliario de comercialización de Energía eléctrica, pueden determinar o modificar los precios máximos que cobrarán a los usuarios finales regulados por el citado servicio. Tales criterios y metodologías se expresan mediante las Fórmulas contenidas en la Resolución CREG 031 de 1997. (Fuente: R. CREG-031-1997; Art. 1)
Es el máximo nivel aceptable de riesgo en el suministro de la demanda de Energía. Este nivel de riesgo se mide con el índice valor esperado de racionamiento de Energía (VERE), expresado en términos de porcentajes de la demanda mensual de Energía y tiene un valor del 1.5%, obtenido como el máximo valor en el cual se puede reducir la demanda de Energía mediante reducción de voltaje y frecuencia, sin desConexión de circuitos. Adicionalmente, se tiene el índice valor esperado de racionamiento de Energía condicionado (VEREC), correspondiente al valor esperado de racionamiento en los casos en que se presenta, cuyo valor límite es el 3% de la demanda de Energía y el número de casos con racionamiento, cuyo límite es 5 casos. (Fuente: R. CREG-025-1995; Anexo)
Entidad encargada de la Liquidación y Administración de Cuentas por los cargos de uso de las redes del Sistema Interconectado Nacional que le sean asignadas y de calcular el ingreso regulado de los transportadores, de acuerdo con las disposiciones contenidas en la Regulación vigente. (Fuente: R. CREG-092-2004; Art. 1 – R. CREG- 097-2008; Art. 1)
Institute of Electrical and Electronics Engineers
M
Es la revisión y reparación periódica de todos los dispositivos y redes involucrados en el servicio de alumbrado público, de tal manera que pueda garantizarse a la comunidad del municipio un servicio eficiente y eficaz. (Fuente: R. CREG-043-1995; Art. 1)
Mantenimiento de Activos de Uso de los STR que se realiza por una vez cada seis (6) años y que requiere un tiempo mayor a las Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad fijadas para dichos Activos. (Fuente: R.CREG – 097- 2008; Art. 1)
Es el mantenimiento de equipos reportado por las empresas al CND con una antelación no inferior a una semana respecto de la fecha de inicio del mantenimiento, que fue aprobado por el CND conforme a la coordinación semanal de mantenimientos de equipos. Las consignaciones y/o modificaciones que se hagan en la programación de los mantenimientos con una antelación inferior a una semana y las Consignaciones de Emergencia no son Mantenimiento Programado. (Fuente: R. CREG – 159- 2008; Art 1)
Documento que contiene la información y los procedimientos comerciales y operacionalesmás relevantes utilizados por cada Transportador. (Fuente. R. CREG-071-1999; Cap. I. um. 1.1)
Valor máximo a reconocer a los Comercializadores por la gestión de compra y posterior venta a otros Comercializadores Minoristas del gas destinado a usuarios regulados. (Fuente. R. CREG-112-2007; Art. 1)
Condición de la Oferta que indica la máxima Energía Firme, por planta o unidad GPPS, que el Participante está dispuesto a comprometer, en adición a las OEF que le hayan sido asignadas previamente, a partir de los años GPPS para los cuales presenta oferta para asignaciones de OEF. (Fuente: R.CREG – 056 – 2008; Art 1)
Ministerio de Desarrollo Económico
Es el aparato que mide la demanda máxima y los consumos de Energía activa o reactiva o las dos. La medida de Energía puede ser realizada en función del tiempo y puede o no incluir dispositivos de transmisión de datos. (Fuente: R. CREG-070-1998; Anexo)
Es el dispositivo de Energía que se conecta a la red a través de transformadores de tensión y/o corriente. (Fuente: R. CREG-108-1997; Art. 1)
Dispositivo que registra el volumen de gas que ha pasado a través de él. (Fuente. R. CREG-108-1997; Art. 1)
Equipo de medida o dispositivo que permite el control de la entrega y registro del consumo al suscriptor o usuario, de una cantidad de Energía eléctrica o de gas combustible por la cual paga anticipadamente. (Fuente: R. CREG-108-1997; Art. 1 – R. CREG-096-2004; Art. 1)
Mercado de Energía Mayorista
Es el conjunto de generadores y comercializadores en cuanto compran y venden Energía eléctrica entre ellos. Forman parte de él, igualmente, los usuarios no regulados y quienes les proveen de Energía eléctrica. (Fuente: R. CREG-131-1998; Art. 1)
Conjunto de Usuarios Regulados y No Regulados conectados a un mismo Sistema de transmisión Regional y/o Distribución Local, servido por un mismo Operador de Red (OR), y los conectados al STN del Área de influencia del respectivo OR.(Fuente: R.CREG – 097- 2008; Art 1)
Es el mercado de Energía eléctrica en que participan los usuarios no regulados y quienes los proveen de Energía eléctrica. (Fuente: R. CREG-024-1995; Art. 1)
Conjunto de sistemas de intercambio de información entre generadores y comercializadores de grandes bloques de Energía eléctrica en el sistema interconectado nacional, para realizar contratos sobre cantidades y precios definidos, con sujeción al Reglamento de Operación y demás normas aplicables. (Fuente: R. CREG-086-1996; Art. 1)
Conjunto de usuarios conectados a un mismo Sistema de Distribución Local o atendido sin red física por un Distribuidor. (Fuente: R. CREG-091- 2007; Art. 2)
Conjunto de usuarios pertenecientes a un municipio o a un grupo de municipios, para el cual la CREG establece cargos por uso del Sistema de Distribución al cual están conectados. (Fuente. R. CREG-011-2003; Art. 2)
Es el mercado de gas natural y de capacidad de transporte donde los Remitentes con Capacidad Disponible Secundaria y/o Agentes con Derechos de Suministro de Gas pueden comercializar libremente sus derechos contractuales. (Fuente. R. CREG-071-1999; Cap. I. Num. 1.1)
Mercado bilateral en el que los generadores negocian entre sí un Contrato de Respaldo para garantizar, durante un período de tiempo determinado, el cumplimiento parcial o total de las Obligaciones de Energía Firme adquiridas por uno de ellos. (Fuente: R. CREG-071-2006; Art. 2)
Metodología de remuneración mediante la cual la Comisión establece, para cada Operador de Red, los ingresos que requiere para remunerar los activos de uso del Nivel de tensión 4 y los activos de conexión al STN, y que sirven para calcular los cargos de los STR. (Fuente: R. CREG-008-2003; Art. 1)
Metodología de remuneración mediante la cual la Comisión establece los ingresos que requiere cada Operador de Red, para remunerar los activos de uso del Nivel de tensión 4 y que sirven para calcular los cargos de los STR.( Fuente: R.CREG – 097- 2008; Art 1)
Metodología de remuneración mediante la cual la Comisión aprueba, para cada Operador de Red, los cargos máximos por unidad de Energía transportada en los Niveles de tensión 1, 2 y 3 de su sistema. ( Fuente: R.CREG – 097 -2008; Art 1)
Ministerio de Hacienda y Crédito público
Es la conexión de un usuario final al sistema de un OR en un Nivel de tensión superior al que se encontraba conectado.(Fuente: resolución CREG – 097- 2008; Art 1)
Condición de la Oferta que indica el valor mínimo de Energía Firme, por planta o unidad GPPS, que el Participante está dispuesto a comprometer en la asignación total de Obligaciones de Energía Firme.( Fuente: Anexo 12 R. CREG – 071- 2006. 12.2. Modificado por R. CREG – 040- 2008)
Ministerio de Minas y Energía
Modelo computacional publicado por la CREG mediante la Circular 064 de 2006 para calcular la ENFICC de acuerdo con la Metodología establecida en la resolución CREG-071 de 2006 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan. (Fuente: R. CREG-080-2007; Art. 1)
Es el modo de regulación de frecuencia en el cualmás de un agente generador (Planta o CRD) comparte la regulación secundaria de la frecuencia, con factores de participación resultantes de la aplicación del procedimiento establecido en el Anexo CO-4. (Fuente: R. CREG-025-1995; Anexo – R. CREG-198-1997; Art. 2)
Conjunto de equipos comunes que sirven a toda una subestación, tales como servicios auxiliares, protección de barras, SCC común, etc. (Fuente: R. CREG-026-1999; Art. 1)
N
National Electric Manufacturers Association
Elevación de la superficie del agua en el embalse definida para la regulación de creciente. (Fuente: R. CREG-116-1996; Anexo 4 – R. CREG-074-2002; Art. 1)
Nivel del embalse calculado según Artículo 3 de la resolución CREG- 080 de 2007. (Fuente: R. CREG-080-2007; Art. 2)
Elevación máxima de la superficie del agua del embalse definida por la cota de la cresta del vertedero, o la cota superior de compuertas, o debajo de ésta, si existe alguna restricción en la estructura hidráulica. (Fuente: R. CREG-116-1996; Anexo 4 – R. CREG-074-2002; Art. 1)
Es el volumen de agua resultante de la diferencia entre el volumen útil y el volumen de espera. (Fuente: R. CREG-025-1995; Anexo)
Elevación de la superficie del agua que corresponde a la cota inferior de la estructura de captación o bocatoma. (Fuente: R. CREG-116-1996; Anexo 4 – R. CREG-074-2002; Art. 1)
Es un límite operativo de un embalse, por debajo del cual el precio de oferta da las plantas asociadas debe ser mayor que el precio de oferta mas alto del SIN en cada hora. (Fuente: R. CREG-025-1995; Anexo)
Es un límite operativo de un embalse, por debajo del cual la Energía almacenada solo se permite utilizar si todas las unidades térmicas están despachados. (Fuente: R. CREG-025-1995; Anexo)
Elevación de la superficie del agua en el embalse hasta la cual puede utilizarse su agua, cumpliendo con condiciones de seguridad en las estructuras hidráulicas y en las instalaciones de generación, para plena carga de todas las unidades. (Fuente: R. CREG-116-1996; Anexo 4 – R. CREG-074-2002; Art. 1)
Los sistemas de transmisión Regional y/o Distribución Local se clasifican por niveles, en función de la tensión nominal de Operación, según la siguiente definición:
Nivel 4: Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 57,5 kV y menor a 220 kV.
Nivel 3: Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 30 kV y menor de 57,5 kV.
Nivel 2: Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 1 kV y menor de 30 kV.
Nivel 1: Sistemas con tensión nominal menor a 1 kV. ( Fuente: R.CREG – 097- 2008; Art 1)
Son niveles mensuales de embalses que constituyen una reserva energética para cubrir condiciones predeterminadas de confiabilidad. (Fuente: R. CREG-025-1995; Anexo)
Punto donde se conectan físicamente varios elementos de un sistema eléctrico. Normalmente es el barraje de una subestación. (Fuente: R. CREG – 097- 2008; Art 1)
Es el punto donde se vincula la conexión de un campo de producción a un sistema de transporte. (Fuente. R. CREG-057-1996; Art. 1)
Es el punto donde se extrae gas de un sistema de transporte. (Fuente. R. CREG-057-1996; Art. 1)
Puntos de conexión al SIN de los Enlaces Internacionales, utilizados como referencia para efectos de comparación de precios para transacciones internacionales de electricidad. (Fuente: R. CREG-004-2003; Art. 3)
Es la solicitud diaria del servicio para el siguiente Día de Gas, presentada por el Remitente, al CPC respectivo, que especifica la Cantidad de Energía a transportar horariamente, o diariamente en el caso de Distribuidores; el poder calorífico del gas; así como los Puntos de Entrada y Salida. Esta solicitud es la base para elaborar el Programa de Transporte. (Fuente. R. CREG-071-1999; Cap. I. Num. 1.1)
Es la solicitud diaria de suministro de gas para el siguiente Día de Gas, presentada por el Remitente al Productor-Comercializador o al Comercializador respectivo, que especifica la Cantidad de Energía a entregar horariamente, o diariamente en el caso de Distribuidores. (Fuente. R. CREG-071-1999; Cap. I. Num. 1.1)
Consiste en la adecuación de los elementos que conforman la conexión de un Usuario, de tal forma que cumplan los requisitos técnicos mínimos y las condiciones generales relacionadas con la medida, establecidas por la resolución CREG-070 de 1998 y demás normas que la adicionen, modifiquen o sustituyan. En el proceso de Normalización de la conexión de un Usuario deberán cumplirse las disposiciones regulatorias vigentes que se relacionen con tal actividad. (Fuente: R. CREG-120-2001; Art. 2)
Consiste en la adecuación de un Circuito Subnormal, de tal forma que los elementos asociados con éste, cumplan los requisitos técnicos mínimos establecidos por la resolución CREG-070 de 1998 y demás normas que la adicionen, modifiquen o sustituyan. En el proceso de Normalización de un Circuito Subnormal deberán cumplirse las disposiciones regulatorias vigentes que se relacionen con tal actividad. (Fuente: R. CREG-120-2001; Art. 2)
Norma Técnica Colombiana.
Es el número de veces en las cuales una unidad de generación ha presentado salidas forzadas dentro del período analizado. (Fuente: R. CREG-025-1995; Anexo)
Conjunto de equipos comunes que sirven a toda una subestación, tales como servicios auxiliares, protección de barras, SCC común, etc. (Fuente: R. CREG-026-1999; Art. 1)
o
Vínculo resultante de la o del mecanismo que haga sus veces, que impone a un generador el deber de generar, de acuerdo con el Despacho Ideal, una cantidad diaria de energía durante el Período de Vigencia de la Obligación, cuando el Precio de Bolsa supere el Precio de Escasez. Esta cantidad de energía corresponde a la programación de generación horaria resultante del Despacho Ideal hasta una cantidad igual a la asignación hecha en la Subasta, considerando solamente la Demanda Doméstica, calculada de acuerdo con lo definido en la resolución CREG 071 de 2006. (Fuente: R. CREG-071-2006; Art. 2)
Vínculo resultante del Proceso Competitivo que impone a un agente el deber de prestar el servicio de una o varias actividades del servicio de energía eléctrica en un área de Servicio Exclusivo durante el Período de Vigencia, según lo definido previamente en dicho Proceso Competitivo. (Fuente: R.CREG – 160 – 2008; Art 2)
Corresponde a la cantidad de gas natural que cada uno de los Participantes esté dispuesto a comprar dentro del ejercicio de la Subasta. (Fuente. R. CREG-095-2008; Art. 1o)
Oferta de precio y cantidad que presenta en sobre cerrado un agente con GPPS al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales – ASIC. El precio deberé ser igual o inferior al PMGPPS y la cantidad de ENFICC igual o inferior a la previamente declarada, de conformidad con lo establecido en la regulación aplicable. (Fuente: Anexo 12 R.CREG – 071 – 2006; 12.2. Modificado por R. CREG – 040 – 2008)
Es la forma de operación en la cual los recursos de generación centralmente despachados se utilizan para cubrir la demanda cumpliendo con los criterios adoptados, de seguridad, confiabilidad y calidad del servicio, y despacho por orden de mérito de costos. (Fuente: R. CREG-025-1995; Anexo)
Persona encargada de la planeación de la expansión, las inversiones, la operación y el mantenimiento de todo o parte de un STR o SDL, incluidas sus conexiones al STN. Los activos pueden ser de su propiedad o de terceros. Para todos los propósitos son las empresas que tienen Cargos por Uso de los STR o SDL aprobados por la CREG. El OR siempre debe ser una Empresa de Servicios Públicos Domiciliarios. La unidad mínima de un SDL para que un OR solicite Cargos de Uso corresponde a un Municipio. (Fuente: R.CREG – 097- 2008. Art 1)
Es la persona encargada de la administración, operación y mantenimiento de un gasoducto o grupo de gasoductos cuyos activos pueden ser de su propiedad o de terceros. El Operador de Red puede o no, ser un Transportador. (Fuente. R. CREG-084-2000; Art. 1)
Se identifica como «Operador Económico» al agente autorizado por la regulación vigente para percibir remuneración por el uso de un activo (Activos de Uso – Cargos por Uso y Activos de Conexión-Contrato de Conexión). (Fuente: R. CREG-074-1999; Art. 1)
Ordenamiento con base en los precios de oferta de los generadores. (Fuente: R. CREG-024-1995; Art. 1)
Corresponde a los siguientes costos variables calculados por el ASIC, expresado en COP/MWh:
– CEE (CERE);
– FAZNI;
– Aportes Ley 99 de 1993;
– Costo Unitario por Servicio de AGC, descontando la parte correspondiente
de la reconciliación negativa, según se define en el artículo 3 de la
Resolución CREG 063 de 2000, proporcional a la generación programada
del agente (estimado y luego corregido con asignación real).
(Fuente: R. CREG-044-2020; Art. 9)
P
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 – R. CREG-112-1998; Art. 11)
Tipo de contrato en el que el agente comprador solamente paga (a precio de contrato) su consumo, siempre y cuando éste sea inferior o igual a la cantidad de energía contratada (Tope méximo). Si el consumo es superior, la diferencia se liquida al precio de la Bolsa correspondiente, según se trate de transacciones domésticas o internacionales. (Fuente: R. CREG-024-1995- Anexo A-3 – R. CREG-112-1998- Art. 11)
Conjunto de cargos de transporte que permiten recuperar los costos de inversión distribuidos entre un cargo fijo y un cargo variable en diferentes proporciones. (Fuente. R. CREG-001-2000- Art. 2)
Impresión de inestabilidad de la sensación visual causada por un estímulo luminoso, cuya luminosidad o distribución espectral fluctúa en el tiempo. (Fuente: R. CREG-024-2005; Art. 1)
Conjunto de unidades de generación con el que se atiende un Mercado Relevante de Comercialización. (Fuente: R. CREG-091-2007; Art. 2)
Persona encargada de la planeación de la expansión, las inversiones, la operación y el mantenimiento de todo o parte de un STR o SDL, incluidas sus conexiones al STN. Los activos pueden ser de su propiedad o de terceros. Para todos los propósitos son las empresas que tienen Cargos por Uso de los STR o SDL aprobados por la CREG. El OR siempre debe ser una Empresa de Servicios Públicos Domiciliarios. La unidad mínima de un SDL para que un OR solicite Cargos de Uso corresponde a un Municipio. (Fuente: R.CREG – 097- 2008. Art 1)
Es la parte del Mercado de Generación, de Distribución o de Comercialización que es atendida directa o indirectamente por una Empresa, de la manera como se determina en la Resolución CREG 128 de 1996. (Fuente: R. CREG-128-1996; Art. 2 – R. CREG-042-1999; Art. 1)
Agente o persona jurídica con plantas que cumplen los requisitos establecidos en esta Resolución y en la resolución de que trata el artículo 18 de esta última, o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, para ser calificadas como GPPS, y que esté interesada en recibir una determinada cantidad de asignación de obligaciones de energía firme de acuerdo a lo establecido en la regulación vigente. (Fuente: Anexo 12 R. CREG – 071 – 2006; 12.2. Modificado por R. CREG – 040- 2008)
Pies cúbicos por día. (Fuente. R. CREG-057-1996; Art. 1)
Es un consumidor de menos de 500.000 pcd, o su equivalente en m3 hasta el 31 de diciembre del año 2001; de menos de 300.000 pcd o su equivalente en m3 hasta el 31 de diciembre del año 2004; y, de menos de 100.000 pcd o su equivalente en m3 a partir de enero 1o. del año 2005. (Fuente. R. CREG-057-1996; Art. 1)
Es un usuario conectado a una red de distribución que consume hasta cien mil pies cúbicos diarios (100.000 pcd) de gas natural para el desarrollo de actividades comerciales. (Fuente. R. CREG-095-2008; Art. 1o)
Es la energía perdida en un Sistema de Distribución y reconocida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas.( Fuente: R.CREG – 161- 2008; Art 3)
Es la energía perdida en un Sistema de Distribución y reconocida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas. (Fuente: R. CREG-091-2007; Artículo 2)
Es la diferencia entre el gas combustible medido (en condiciones esténdar) en Puerta(s) de Ciudad y el gas combustible medido (en condiciones esténdar) en las conexiones de los usuarios, excluyendo el gas combustible requerido para operar el Sistema de Distribución. (Fuente: Res. CREG-011/03, Art. 2).
Energía que se pierde en un Mercado de Comercialización por motivos diferentes al transporte y transformación de la energía eléctrica y cuya metodología de célculo definiré la Comisión en resolución aparte. (Fuente: R. CREG-121-2007; Art. 2)
Energía total que se pierde en un Mercado de Comercialización y en los Sistemas de Transmisión y/o Distribución Local por efecto de las Pérdidas Técnicas y No Técnicas de Energía, calculada según metodología que definiré la Comisión en resolución aparte. (Fuente: R. CREG-121-2007; Art. 2)
Corresponde a las horas comprendidas entre las 9:00 y las 12:00 horas y entre las 18:00 y las 21:00 horas del día. (Fuente: R. CREG-103-2000; Art. 1)
Corresponde a las horas comprendidas entre las 4:00 y las 9:00 horas, entre las 12:00 y las 18:00 horas, y entre las 21:00 y las 23:00 horas del día. (Fuente: R. CREG-103-2000; Art. 1)
Corresponde a las horas comprendidas entre las 00:00 y las 4:00 horas y las 23:00 y las 24:00 horas. (Fuente: R. CREG-103-2000; Art. 1)
Período de un año, contado desde el primero de mayo del primer año hasta el 30 de abril del siguiente año, y así sucesivamente hasta completar el horizonte de anélisis. (Fuente: R. CREG-080-2007; Art. 2)
Período de tiempo que transcurre entre la fecha de ejecución del Proceso Competitivo y la fecha de inicio del Período de Vigencia de la Obligación de Prestación del Servicio asignada en dicho proceso.( Fuente: R.CREG – 160 – 2008; Art 2)
Período de tiempo que transcurre entre la vigencia de la resolución de que trata el artículo 18 de la resolución CREG 071 de 2006 y el día de realización de la Subasta. (Fuente: R. CREG-071-2006; Art. 2)
Es un consumidor de menos de 500.000 pcd, o su equivalente en m3 hasta el 31 de diciembre del año 2001; de menos de 300.000 pcd o su equivalente en m3 hasta el 31 de diciembre del año 2004; y, de menos de 100.000 pcd o su equivalente en m3 a partir de enero 1o. del año 2005. (Fuente. R. CREG-057-1996; Art. 1)
Período de tiempo que transcurre entre la fecha de anuncio de la ejecución del Proceso Competitivo y el día de realización del mismo. (Fuente: R. CREG – 160 – 2008; Art 2)
Es la unidad de tiempo utilizada en cada una de las metodologías empleadas para planear la operación. (Fuente: R. CREG-025-1995; Anexo)
Período que inicia el 1o de diciembre de 2006 y finaliza el 30 de noviembre de 2009 o del año para el cual se realice la primera Subasta de Obligaciones de Energía Firme. (Fuente: R. CREG-071-2006; Art. 2)
Período de tiempo durante el cual un agente generador queda vinculado al cumplimiento de su Obligación de Energía Firme. (Fuente: R. CREG-071-2006; Art. 2)
Período comprendido entre el 1 de diciembre del año t+p+1 hasta la terminación del período de vigencia de OEF que inicia en el año t+10. (Fuente: R. CREG – 056- 2008; Art 1)
Período por el cual la Fórmula Tarifaria General con sus respectivos componentes tienen vigencia, de acuerdo con lo establecido en el Artículo 126 de la Ley 142 de 1994, o con lo establecido en los contratos de concesión correspondientes. (Fuente: R. CREG-091-2007; Art. 2)
a) Verano: comprendido entre diciembre 1 y abril 30.
b) Invierno: comprendido entre mayo 1 y noviembre 30. (Fuente: R. CREG-025-1995; Anexo)
Persona Jurídica Nacional o Extranjera, no registrada como Agente Generador ante el ASIC, con asignación de Obligaciones de Energía Firme o con interés de participar en las Subastas para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme o en el mecanismo de asignación que haga sus veces. (Fuente: R. CREG-061-2007; Anexo, Artículo 2)
Fluctuación de tensión caracterizada por producir un aumento transitorio de tensión respecto de la onda esténdar, en un punto del SIN. (Fuente: R. CREG-024-2005; Art. 1)
Se entiende como el conjunto de programas, subprogramas y proyectos que debe ejecutar la Entidad Prestadora, en el contexto de su Plan Estratégico, dirigidos a lograr sus objetivos de corto, mediano y largo plazo de manera eficiente y eficaz. Los Planes de Acción deberén diseñarse de tal manera que el cumplimiento de su ejecución asegure que los Indicadores de Gestión igualen o superen a sus Referentes. (Fuente: R. CREG-072-2002; Art. 2)
Conjunto de actividades que debe ejecutar un Operador de Red para alcanzar un nivel de pérdidas eficientes en un período determinado y que debe contener como mínimo las etapas de planeación, implementación, seguimiento, control y mantenimiento. (Fuente: R. CREG-121-2007; Art. 2)
Se entiende como el conjunto de políticas y estrategias que define una Entidad Prestadora, para alcanzar sus objetivos de corto, mediano y largo plazo, partiendo de un diagnóstico inicial sobre su situación. (Fuente: R. CREG-072-2002; Art. 2)
Es toda planta y/o unidad de generación con capacidad efectiva inferior a 20 MW. Se excluyen de esta definición los Autogeneradores o Cogeneradores. (Fuente: R. CREG-070-1998; Anexo)
Se consideran Plantas y/o Unidades de Generación Especiales las que se encuentran en proceso de construcción o instalación a la fecha de ejecución de la Subasta, o del mecanismo de asignación que haga sus veces, y las instaladas que vayan a ser repotenciadas siempre y cuando se cumpla con lo establecido en el artículo 6o de la resolución CREG 071 de 2006. (Fuente: R. CREG-071-2006; Art. 2)
Planta y/o unidad de generación que al momento de efectuar la Subasta, o el mecanismo de asignación que haga sus veces, esté en operación comercial. (Fuente: R. CREG-071-2006; Art. 2)
Planta y/o unidad de generación que no ha iniciado la etapa de construcción al momento de e fectuar la Subasta o el mecanismo de asignación que haga sus veces. (Fuente: R. CREG-071-2006; Art. 2)
Es la planta y/o Unidad de generación cuya ENFICC fue declarada por el propietario o por quien la representa comercialmente y dio lugar a la asignación de la Obligación de Energía Firme en la Subasta o en el mecanismo que haga sus veces. (Fuente: R. CREG-071-2006; Art. 2)
Son todas las plantas de generación con capacidad efectiva mayor que 20 MW y todas aquellas menores o iguales a 20 MW que quieran participar en el Despacho Económico. (Fuente: R. CREG-025-1995; Anexo)
Plantas y/o unidades de generación cuyas horas de operación, més las horas de indisponibilidad, no superan el 20% del total de las horas de los tres (3) años establecidos para el célculo de su Í�ndice de Indisponibilidad Histórica de Salidas Forzadas, IHF. (Fuente: R. CREG-071-2006; Art. 2)
Es el documento contractual por medio del cual, el representante legal del participante autoriza la representación, en caso de ser necesario, para presentar la Oferta en la subasta y participar de la misma, de acuerdo con lo establecido en este Anexo y en demés las normas de la República de Colombia. ( Fuente: Anexo 12 R. CREG – 071 – 2006; Anexo 12, Num. 2. Modificado por R. CREG – 040 de 2008)
Es el contenido de energía en el gas. En la factura corresponde a un promedio del poder calorífico superior del gas entregado en el periodo facturado. (Fuente. R. CREG-154-1997; Art. 1)
Simbolo: W Nombre: Watt
Corresponde al precio que pagan las Ofertas Ganadoras por el gas natural adjudicado a través de una Subasta. (Fuente. R. CREG-095-2008; Art. 1o)
Precio al cual se inicia una nueva ronda en el proceso de Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme. Este precio es equivalente al Precio de Cierre de la Ronda inmediatamente anterior. (Fuente: R. CREG-071-2006; Art. 2)
Precio al cual se inicia la primera ronda en el proceso de Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme. (Fuente: R. CREG-071-2006; Art. 2)
Precio de oferta més alto en la hora respectiva, en la Bolsa de Energía, correspondiente a los recursos de generación que no presenten inflexibilidad, requeridos para cubrir la demanda total en el Despacho Ideal. (Fuente: R. CREG-004-2003; Art. 3)
Precio mínimo al que los agentes que participan en una Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme deben enviar sus ofertas de ENFICC para esa ronda en particular. Este precio es definido y anunciado por el Subastador al inicio de cada ronda. (Fuente: R. CREG-071-2006; Art. 2)
Precio correspondiente a la oferta del último agente asignado con ENFICC de conformidad con el proceso de Subasta. (Fuente: R. CREG-071-2006; Art. 2)
Valor definido por la CREG y actualizado mensualmente que determina el nivel del precio de bolsa a partir del cual se hacen exigibles las Obligaciones de Energía Firme, y constituye el precio méximo al que se remunera esta energía. (Fuente: R. CREG-071-2006; Art. 2)
Precio que paga el mercado importador equivalente al precio marginal del mercado menos el Costo Equivalente Real en Energía del Cargo por Confiabilidad (CERE), resultante de su despacho ideal, que incluye el Precio de Oferta en cada Nodo Frontera para Exportación de los otros países, incrementado por los cargos regulatoriamente reconocidos asociados con la generación y por el respectivo Costo Equivalente Real de Energía del Cargo por Confiabilidad. ( Fuente: R. CREG – 096 -2008; Art 1)
Es el precio de apertura de la primera Ronda de una Subasta. (Fuente. R. CREG-095-2008; Art. 1o)
Precio estimado al cual se ofrece energía a través de un Enlace Internacional, determinado por el Centro Nacional de Despacho, CND, el cual incluye los costos reconocidos regulatoriamente asociados con la entrega de dicha energía en el Nodo Frontera. (Fuente: R. CREG-004-2003; Art. 3)
Precio del último recurso de generación que no presenta limitaciones técnicas, requerido para cubrir la Demanda en el Nodo Frontera de los Enlaces Internacionales para exportación, considerado en el Redespacho. (Fuente: R. CREG-004-2003; Art. 3)
Precio méximo calculado por el Centro Nacional de Despacho, CND, al que estaría dispuesto a comprar el sistema colombiano, la energía de otro sistema eléctrico, y al cual se decide una importación de energía. (Fuente: R. CREG-004-2003; Art. 3)
Es el precio máximo por todo concepto del gas natural establecido por la CREG, colocado en los Puntos de Entrada al Sistema Nacional de Transporte cumpliendo especificaciones mínimas de calidad y presión que permiten su transporte y posterior comercialización.
Los Precios Máximos Regulados señalados en el artículo 3o. de la presente Resolución, se establecen en los Puntos de Entrada al Sistema Nacional de Transporte, e incluyen los costos de desarrollo y de producción del campo; los sistemas de recolección de gas, las instalaciones de tratamiento, deshidratación y compresión; los equipos de medición de calidad del gas y el costo de la conexión entre los sistemas de recolección, es decir entre un campo productor y un Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte. (Fuente. R. CREG-023-2000; Art. 1)
Es el costo equivalente al primer segmento de la Curva de Costos de Racionamiento definida por la UPME. (Fuente: R. CREG-119-1998; Art. 1)
Se entiende por Preconstrucción, la realización de los trémites o acciones asociadas con la ejecución de un proyecto y que se requieren con antelación inmediata a la construcción física de las obras. (Fuente: R. CREG-022-2001; Art. 1)
Compra de energía con anterioridad a su consumo, en un sistema de comercialización prepago. (Fuente: R. CREG-096-2004; Art. 1)Los Precios Máximos Regulados señalados en el artículo 3o. de la presente Resolución, se establecen en los Puntos de Entrada al Sistema Nacional de Transporte, e incluyen los costos de desarrollo y de producción del campo; los sistemas de recolección de gas, las instalaciones de tratamiento, deshidratación y compresión; los equipos de medición de calidad del gas y el costo de la conexión entre los sistemas de recolección, es decir entre un campo productor y un Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte. (Fuente. R. CREG-023-2000; Art. 1)
Para efectos de las normas contenidas en la presente Resolución, es toda persona natural o jurídica que presta el servicio de electricidad en una Zona No Interconectada (ZNI), de acuerdo con lo previsto en la Ley. (Fuente: R. CREG-082-1997; Art. 1)
Cualquiera de las personas señaladas en el artículo 15 de la Ley 142 de 1994. Para los efectos de esta resolución, a tales personas se les denomina «la empresa». (Fuente: R. CREG-108-1997; Art. 1)
Es el precio máximo por todo concepto del gas natural establecido por la CREG, colocado en los Puntos de Entrada al Sistema Nacional de Transporte cumpliendo especificaciones mínimas de calidad y presión que permiten su transporte y posterior comercialización.
Es la empresa comercializadora. (Fuente: R. CREG-225-1997; Art. 1)
Se considerarén como tales, las personas de que trata el Titulo 1o. de la Ley 142 de 1994 que realicen la actividad de Transporte de Gas desde un Punto de Entrada hasta un Punto de Salida del Sistema Nacional de Transporte y que reúnen las siguientes condiciones, de acuerdo con la Regulación de la CREG.
Cuando los comercializadores y transportadores de gas natural incorporen en los contratos de ventas de gas y de transporte, cléusulas de garantía de disponibilidad del gas o de la capacidad de transporte, sobre volúmenes pactados interrumpibles por parte del comprador, podrén pactar libremente un canon o pago, denominado prima de disponibilidad. (Fuente. R. CREG-057-1996; Art. 1)Los Precios Máximos Regulados señalados en el artículo 3o. de la presente Resolución, se establecen en los Puntos de Entrada al Sistema Nacional de Transporte, e incluyen los costos de desarrollo y de producción del campo; los sistemas de recolección de gas, las instalaciones de tratamiento, deshidratación y compresión; los equipos de medición de calidad del gas y el costo de la conexión entre los sistemas de recolección, es decir entre un campo productor y un Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte. (Fuente. R. CREG-023-2000; Art. 1)
Principio legal, por el cual los propietarios de la Red Nacional de Interconexión, deben permitir la libre conexión y el uso de las mismas, por parte de cualquier agente habilitado legalmente para ello, en condiciones de igualdad y neutralidad, y cumpliendo las exigencias técnicas y económicas respectivas. (Fuente: R. CREG-004-2003; Art. 3)Los Precios Máximos Regulados señalados en el artículo 3o. de la presente Resolución, se establecen en los Puntos de Entrada al Sistema Nacional de Transporte, e incluyen los costos de desarrollo y de producción del campo; los sistemas de recolección de gas, las instalaciones de tratamiento, deshidratación y compresión; los equipos de medición de calidad del gas y el costo de la conexión entre los sistemas de recolección, es decir entre un campo productor y un Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte. (Fuente. R. CREG-023-2000; Art. 1)
En materia tarifaria significa lo establecido en el artículo 87.2 de la Ley 142 de 1994. (Fuente. R. CREG-057-1996; Art. 1)Los Precios Máximos Regulados señalados en el artículo 3o. de la presente Resolución, se establecen en los Puntos de Entrada al Sistema Nacional de Transporte, e incluyen los costos de desarrollo y de producción del campo; los sistemas de recolección de gas, las instalaciones de tratamiento, deshidratación y compresión; los equipos de medición de calidad del gas y el costo de la conexión entre los sistemas de recolección, es decir entre un campo productor y un Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte. (Fuente. R. CREG-023-2000; Art. 1)
Invitación pública abierta para concursar por la asignación de Obligaciones de Prestación del Servicio en un área de Servicio Exclusivo con reglas definidas por la autoridad competente para la determinación del precio y para asignar la obligación correspondiente. (Fuente: R. CREG-091-2007; Art. 2)
Corresponde a la Producción Disponible para Ofertar en Firme presentada por los Productores y los Productores-Comercializadores de gas natural al Ministerio de Minas y Energía, de conformidad con la definición del Decreto 2687 de 2008, o aquellos que lo modifiquen, complementen o sustituyan. (Fuente. R. CREG-095-2008; Art. 1o)
Indice de precios al productor de los Estados Unidos de América, correspondiente a bienes de capital, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID: WPSSOP3200). (Fuente: R. CREG-022-2001; Art. 1)
Bien homogéneo y claramente especificado, que es objeto de la Subasta. (Fuente. R. CREG-095-2008; Art. 1o)
Es el Productor de Gas Natural que vende gas a un Agente diferente del asociado. (Fuente. R. CREG-023-2000; Art. 1)
Es quien extrae o produce gas combustible conforme a la legislación vigente. Para efectos de la regulación en materia de servicios públicos, es un comercializador. (Fuente. R. CREG-057-1996; Art. 1)
Es quien extrae o produce gas natural conforme a la legislación vigente. (Fuente. R. CREG-023-2000; Art. 1)
Es la persona natural o jurídica que desee utilizar sus propios recursos para producir los bienes o servicios propios del objeto de las empresas de servicios públicos para si misma; o a otras personas a cambio de cualquier tipo de remuneración; o gratuitamente a quienes tengan vinculación económica con ella. (Fuente: R. CREG-086-1996; Art. 1)
Es la asignación de generación de las unidades o plantas despachadas centralmente. (Fuente: R. CREG-024-1995; Art. 1)
Conjunto de Inversiones que un Transportador proyecta realizar durante el Período Tarifario en activos necesarios para la operación de su Sistema de Transporte. (Fuente. R. CREG-001-2000; Art. 2)
Es la programación horaria para el transporte de Cantidades de Energía, elaborada diariamente por un CPC, de acuerdo con las Nominaciones de los Remitentes y la factibilidad técnica de transporte de los gasoductos respectivos. (Fuente. R. CREG-071-1999; Cap. I. Num. 1.1)
Programa de Introducción de Cilindros Marcados definido por cada Distribuidor Inversionista de acuerdo con su Plan de Inversiones. (Fuente: Res CREG-045/08, Art. 1).
Conjunto de inversiones que proyecta realizar la empresa a cargo de los servicios de CND, ASIC y LAC para prestar exclusivamente las actividades reguladas del CND, ASIC y LAC durante el Período Tarifario. (Fuente: R. CREG-081-2007; Capítulo I )
Plan detallado, establecido por la CREG, que contiene los parémetros y demés aspectos necesarios para la realización de la Subasta. (Fuente: R. CREG-071-2006; Art. 2)
Es un indicador de la perceptibilidad de un equipo o sistema, ante fluctuaciones de tensión durante un período de tiempo corto (10 minutos), obtenido de forma estadística a partir del tratamiento de la señal de tensión. La forma de calcularlo se define en el Esténdar IEC-61000-4-15 (2003-02). (Fuente: R. CREG-024-2005; Art. 1)
Ver la definición. ESTACIÓN REGULADORA DE PUERTA DE CIUDAD O PUERTA DE CIUDADón del STN. (Fuente: R. CREG-022-2001; Art. 1)
Es el punto de conexión eléctrico en el cual el equipo de un usuario esté conectado a un STR y/o SDL para propósito de transferir energía eléctrica entre las partes. (Fuente: R. CREG-070-1998; Anexo)
Es un barraje o cualquier tramo de una línea de transmisión perteneciente al STN, con tensión igual o superior a 220 kV, al cual se encuentra conectado o proyecta conectarse un generador, un Transmisor Nacional, un Usuario No Regulado o un Operador de Red de STR y/o SDL. (Fuente: R. CREG-022-2001; Art. 1)
Es el punto de conexión eléctrico entre un Circuito Subnormal y el STR o SDL de donde se alimenta. (Fuente: R. CREG-120-2001; Art. 2)
Punto en el cual se inyecta el gas al Sistema de Transporte desde la Conexión del respectivo Agente. El Punto de Entrada incluye la vélvula de conexión y la «T» u otro accesorio de derivación. (Fuente. R. CREG-041-2008; Art 1; R. CREG-071-1999; Cap. I. Num. 1.1)
Punto físico en el cual existe una vélvula de corte y un equipo de medición y se realiza la transferencia de custodia del producto del Transportador al Remitente. (Fuente: Res. CREG-122/08, Art. 1).
Es el punto de conexión eléctrico del circuito primario del transformador de corriente que esté asociado al punto de conexión, o los bornes del medidor, en el caso del nivel de tensión I. (Fuente: R. CREG-070-1998; Anexo)
Punto físico en el cual existe una vélvula de corte y un equipo de medición y se realiza la transferencia de custodia del producto del Remitente al Transportador. (Fuente: Res. CREG-122/08, Art. 1).
Punto físico en el cual existe una vélvula de corte y un equipo de medición y se realiza la transferencia de custodia del producto del Transportador al Remitente. (Fuente: Res. CREG-122/08, Art. 1).
Punto en el cual el Transportador inyecta el gas a la Conexión del respectivo Agente. El Punto de Salida incluye la vélvula de conexión y la «T» u otro accesorio de derivación. (Fuente. R. CREG-041-2008; Art 1; R. CREG-071-1999; Cap. I. Num. 1.1)
Punto en el cual se realiza la transferencia física de gas entre dos Sistemas de Transporte y a partir del cual el transportador que recibe el gas asume la custodia del mismo. (Fuente. R. CREG-084-2000; Art. 1)
Es el sitio donde se transfiere la custodia del gas entre un Productor-Comercializador y un Transportador; o entre un Transportador y un Distribuidor, un Usuario No Regulado, un Almacenador Independiente, un Usuario Regulado atendido por un Comercializador (no localizado en éreas de servicio exclusivo), una Interconexión Internacional, entre dos Transportadores, y a partir del cual el Agente que recibe el gas asume la custodia del mismo. (Fuente. R. CREG-041-2008; Art 1; R. CREG-071-1999; Cap. I. Num. 1.1)