CREG - Concepto 2921 de 2025

CONCEPTO 2921 DE 2025

CONCEPTO 2921 DE 2025

(marzo 21) <Fuente: Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

Bogotá, D.C., Asunto: Notificación proposición de Comisión No. 36/25

Radicado CREG: E2025003876

Respetado señor: Hemos recibido por su parte la notificación de la proposición de Comisión No. 36/25, en la cual presenta un cuestionario a responder por parte de la CREG.

Previo a dar respuesta a su solicitud, le informamos que de acuerdo con lo dispuesto por la Ley 142 de 1994, a la CREG, aparte de las funciones genéricas que toda Comisión de Regulación tiene, se le asignó la regulación económica de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible. Adicionalmente, la Ley 143 de 1994 le asignó funciones de carácter regulatorio a la CREG, de manera específica en lo concerniente a la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica. Por tal razón, es importante precisar que, en desarrollo de la función consultiva, la CREG no resuelve casos particulares o concretos, pues ello corresponde a las autoridades competentes mediante los procedimientos de rigor y, en tal virtud, tanto las preg untas como las respuestas debenCONCEPTO 2921 DE 2025

darse o entenderse en forma genérica, de tal manera que puedan predicarse de cualquier asunto en circunstancias similares. De otra parte, la función de control del cumplimiento de las Resoluciones expedidas por parte de la CREG, las leyes y demás actos administrativos a que están sujetos los prestadores de servicios públicos domiciliarios, le

De otra parte, la función de control del cumplimiento de las Resoluciones expedidas por parte de la CREG, las leyes y demás actos administrativos a que están sujetos los prestadores de servicios públicos domiciliarios, le competen por ley a la Superintende ncia de Servicios Públicos Domiciliarios y a la Superintendencia de Industria y Comercio en temas de derecho de la competencia. A continuación, damos respuesta en el marco de las funciones y competencias de esta Comisión.

1. Sírvase explicar porque, si el artículo 126 de la Ley 146 de 1.994 establece que "las fórmulas tarifarias tendrán una vigencia de cinco años", a la fecha jamás se ha modificado la fórmula con la que se fijaron los 2 pisos térmicos previstos en la Resolución 355/04, en la cual se fija el consumo mínimo de subsistencia.

La Resolución 355 de 2004, "Por la cual se modifica el consumo de subsistencia del servicio de energía eléctrica", fue expedida por la Unidad de Planeación Minero -Energética, UPME, por lo cual damos traslado de la pregunta a esta entidad. Al respecto, tal como se indicó al inicio de la comunicación, la CREG, aparte de las funciones genéricas que toda Comisión de Regulación tiene, es responsable de la regulación económica de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas com bustible. En este sentido, la regulación de la CREG está orientada a la definición y actualización de fórmulas tarifarias para los servicios que regula.CONCEPTO 2921 DE 2025

De esta manera, entendemos que la Resolución UPME 355 de 2004 que trata sobre el consumo básico de subsistencia que se utiliza para la

actualización de fórmulas tarifarias para los servicios que regula.CONCEPTO 2921 DE 2025

De esta manera, entendemos que la Resolución UPME 355 de 2004 que trata sobre el consumo básico de subsistencia que se utiliza para la asignación de subsidios no es una fórmula tarifaria ni hace parte de las competencias asignadas a esta Comisión.

2. Sírvase explicar de manera clara y concreta la fórmula o proceso de fijación de la tarifa de energía aplicable en el consumo de energía de los hogares colombianos.

3. Sírvase a explicar de manera clara y concreta la fórmula o proceso de fijación de la tarifa de energía aplicable en el consumo de energía para la actividad industrial y comercial (en todos sus niveles).

Las tarifas del servicio público domiciliario de energía eléctrica reflejan la aplicación del principio de solidaridad y redistribución del ingreso establecido en la Ley 142 de 1994 sobre el Costo Unitario de Prestación del Servicio (CU) y se encuentran establecidas a través de la Resolución CREG 079 de 1997 así: Tarifa estratos 1, 2 = CU - Subsidio Ley 1955 de 2019 Tarifa estratos 3 = CU - Subsidio Ley 142 de 1994 Tarifa estrato 4, oficial e industrial = CU Tarifa estratos 5, 6, y comercial = CU + Contribución En el Sistema Interconectado Nacional, el Costo Unitario de Prestación del Servicio, CU, es un costo económico eficiente, que resulta de agregar los costos de las actividades de Generación, Transmisión, Distribución y Comercialización, y la metodología de cálculo se encuentra definida en la

del Servicio, CU, es un costo económico eficiente, que resulta de agregar los costos de las actividades de Generación, Transmisión, Distribución y Comercialización, y la metodología de cálculo se encuentra definida en la Resolución CREG 119 de 2007(1)CONCEPTO 2921 DE 2025

El CU consta de un componente variable de acuerdo con el nivel de consumo, expresado en $/kWh, y un componente fijo, expresado en $/factura, según se indica a continuación: CUvn,m,i, j=Gm,i, j+T m+ Dn,m+Cvm,i, j+ PRn,m,i, j+ Rm,i CUf m, j=Cf m, j = 0 (actualmente no se cobra costo fijo) Cada uno de los componentes varía en diferentes períodos de tiempo, de la siguiente manera: Componente Definición delComponente Explicación Factores devariación Gm,i,j Costo de compra de energía ($/kWhpesos por kilovatiohora) para el mes m, del Comercializador Minorista. Este componente corresponde al costo de compra de energía por parte del comercializador, bien sea en el mercado diario "spot", denominado la bolsa de energía o en contratos a largo plazo que suscriben con generadores o con otros comercializadores. Varía en tre empresas según la gestión comercial de cada uno de Los contratos de energía a largo plazo que representan el mayor porcentaje en el total de compras de los comercializadores, usualmente se indexan utilizando el Índice de Precios al Productor (IPP). Componente Definición delComponente Explicación Factores devariación

los comercializadores que

compras de los comercializadores, usualmente se indexan utilizando el Índice de Precios al Productor (IPP). Componente Definición delComponente Explicación Factores devariación

los comercializadores que atienden a los usuarios finales.(Resolución CREG 119 de 2007) El precio de bolsa varía hora a hora en cada día, de acuerdo con las condiciones del mercado de generación. Tm Costo por uso del Sistema de Transmisión Nacional, STN, ($/kWh) para el mes m determinado Es el valor en $/kWh, igual para todos los comercializadores, con el cual se paga el transporte de energía, desde las plantas de generación hasta las Redes de Transmisión Regional, STR.(Resolución CREG 011 de 2009) La actualización se realiza con el Índice de Precios al Productor (IPP). Varía mensualmente por las variaciones en la demanda nacional. Dn,m Costo por uso de Sistemas de Distribución ($/kWh) correspondiente al nivel de tensión n para el mes Corresponde al valor que se paga por transportar la energía desde el STN hasta el usuario final, a través de los STR y de Distribución Local, SDL. Estos valores se definen por la CREG para cada empresa La actualización se realiza con el Índice de Precios al Productor (IPP). Varía mensualmente, y una parte de dicho cargo depende de la demanda.CONCEPTO 2921 DE 2025

m.Los niveles de

La actualización se realiza con el Índice de Precios al Productor (IPP). Varía mensualmente, y una parte de dicho cargo depende de la demanda.CONCEPTO 2921 DE 2025

m.Los niveles de tensión son 1, 2, 3, y 4. En general los usuarios residenciales están conectados al nivel 1. distribuidora. Dadas las diferencias en el valor de este componente entre distintos sistemas, el MME ordenó la creación de Áreas de Distribución de Energía Eléctrica, ADD, con el objeto de unificar el cargo al interior de una misma ADD.Los mercados de Guav iare y Dispac no están dentro de ninguna ADD.Las ADD actualmente determinadas por el MME son:

Oriente:

CODENSA, EBSA, HUILA,

ENELAR, TOLIMA O

ccidente: EMCALI, EPSA, EMCARTAGO, EMEE, CETSA, CEO, Varia anualmente con la aplicación de la nueva metodología Componente Definición delComponente Explicación Factores devariación

CEDENAR

Sur:

CAQUETÁ, EMSA, ENERGUAVIARE, ENERCA,

Putumayo,Bajo Putumayo,Emevasi,

Centro:

ESSA, CENS, EPM,EDEQ EEP, CHEC,Ruitoque

(Resolución CREG 015 de 2018) (Resolución CREG 058 de 2008) Cvm,i,j Margen de Comercialización correspondiente al mes m, del Comercializador Minorista, expresado en ($/kWh).

CREG 058 de 2008) Cvm,i,j Margen de Comercialización correspondiente al mes m, del Comercializador Minorista, expresado en ($/kWh). Remunera los costos variables asociados con la comercialización de la energía, tales como el margen de la actividad, riesgo de cartera, pagos al Administrador del Mercado y al Centro Nacional de Despacho, así como las contribuciones a la CREG y a la SSPD, y los costos de atención comercial del usuario. (Resolución CREG 180 de 2014) (Resolución CREG 191 de 2014) La actualización se realiza con el Índice de Precios al Consumidor (IPC). Varía mensualmente. Rm,i Costo de Restricciones y de Servicios asociados con generación en $/kWh asignados al Comercializador Corresponde a los costos de la generación de seguridad fuera de mérito que debió utilizarse para que el STN opere de manera segura y/o por las limitaciones de su red. (Resolución CREG 119 de 2007) Es variable por cuanto depende principalmente de la magnitud de la indisponibilidad de los activos de transmisión y de las condiciones operativas del Sistema, así como del despachoCONCEPTO 2921 DE 2025

Minorista i en el mes m. de generación. Varía mensualmente. PRn,m,i,j Costo de compra, transporte y Corresponde al costo reconocido de pérdidas de energía, que por razones

Minorista i en el mes m. de generación. Varía mensualmente. PRn,m,i,j Costo de compra, transporte y Corresponde al costo reconocido de pérdidas de energía, que por razones técnicas o no técnicas, se Varía por empresa de acuerdo con el costo aprobado. Componente Definición delComponente Explicación Factores devariación reducción de pérdidas de energía ($/kWh) acumuladas hasta el nivel de tensión n, para el mes m, del Comercializador Minorista causan, tanto en el STN como en los STR y SDL. Incluye los costos de los programas de reducción de pérdidas no técnicas que se realicen por Mercado de Comercialización.(Resolución CREG 119 de 2007) (Resolución CREG 015 de 2018)

4. El artículo 20 de la resolución 40225 del 2 de julio de 2.024 sostiene que, "en un plazo no mayor a 30 días calendario, contados a partir de la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución, la CREG deberá expedir los ajustes regulatorios que considere necesario s, para el cálculo y reducción del Costo Unitario de Prestación del Servicio (CU), y la reducción de las tarifas, para los usuarios de estrato 1, 2 y 3". Por ello, se solicitan dichos ajustes regulatorios, dado que ya pasaron los 30 días estipulados en la Resolución para tal efecto.

Al respecto, nos permitimos informar que esta Comisión en cumplimiento de lo establecido en la Resolución MME 40225 de 2024, el día 29 de agosto de 2024 publicó para comentarios el proyecto regulatorio CREG

Al respecto, nos permitimos informar que esta Comisión en cumplimiento de lo establecido en la Resolución MME 40225 de 2024, el día 29 de agosto de 2024 publicó para comentarios el proyecto regulatorio CREG 701 063 de 2024 , por la cual se adoptan ajustes regulatorios para la reducción de tarifas de energía eléctrica para los usuarios de estrato 1, 2 y 3 del Sistema Interconectado Nacional , cuyo periodo de comentarios terminó el día 6 de septiembre de 2024. Adicionalmente, respecto a la reducción tarifaria planteada en la Resolución MME 40225 de 2024, el Ministerio de Hacienda y Crédito Público, sometió a consulta el proyecto de decreto " Por el cual se modifican los artículos 2.6.7.12.2., 2.6.7.12.3. y 2.6.7.12.4. y seCONCEPTO 2921 DE 2025

adicionan los artículos 2.6.7.12.7., 2.6.7.12.8. y 2.6.7.12.9. al Capítulo 12 del Título 7 de la Parte 6 del Libro 2 del Decreto 1068 de 2015, Único Reglamentario del Sector Hacienda y Crédito Público, que regulan la línea de crédito directo con tasa compensada de la Financiera de Desarrollo Territorial S.A. -Findeter, destinada a irrigar recursos de capital de trabajo y/o liquidez a las empresas distribuidoras y comercializadoras de energía eléctrica de naturaleza oficial, mixta y/o privada, que hayan aplicado a la opción tarifaria regulatoria establecida por la Com isión de Regulación de Energía y Gas - CREG", el cual dentro de su artículo 5

de energía eléctrica de naturaleza oficial, mixta y/o privada, que hayan aplicado a la opción tarifaria regulatoria establecida por la Com isión de Regulación de Energía y Gas - CREG", el cual dentro de su artículo 5 expone: "Artículo 5. Adición del artículo 2.6.7.12.8. al Capítulo 12 del Título 7 de la Parte 6 del Libro 2 del Decreto 1068 de 2015, Único Reglamentario del Sector Hacienda y Crédito Público. Adiciónese el artículo 2.6.7.12.8. al Capítulo 12 del Título 7 de la Parte 6 del Libro 2 del Decreto 1068 de 2015, Único Reglamentario del Sector Hacienda y Crédito Público así: 'Artículo 2.6.7.12.8. Distribución preferente de los recursos. Los recursos provistos por la línea de crédito con tasa compensada de la que trata el presente Capítulo estarán destinados de manera preferente a cubrir los saldos acumulados por la aplicación de la opción tarifaria a los usuarios residenciales de los estr atos 1, 2 y 3. Cubierta la totalidad de los saldos por concepto de opción tarifaria de estos estratos, se continuará con los usuarios residenciales de los estratos faltantes y los demás tipos de usuarios. PARÁGRAFO. Las empresas de distribución y comercialización de energía que accedan a la línea de crédito directo con tasa compensada de que trata el presente PC FT 010_V8 Capítulo deberán ajustar el CobroCONCEPTO 2921 DE 2025

de la Opción Tarifaria -COT al plan de amortizaciones del crédito

de que trata el presente PC FT 010_V8 Capítulo deberán ajustar el CobroCONCEPTO 2921 DE 2025

de la Opción Tarifaria -COT al plan de amortizaciones del crédito concedido por la Financiera de Desarrollo Territorial S.A. - FINDETER, aplicando solo el cobro correspondiente a intereses y diferido al plazo del crédito, considerando el destino preferente señalado en el presente artículo'". A la fecha el Ministerio de Hacienda y Crédito Público no ha expedido la versión definitiva del proyecto de decreto citado. Adicionalmente, no se ha comunicado a la Comisión la habilitación legal de mecanismos financieros adicionales, como vehículo para fi nanciar la recuperación de los saldos acumulados de opción tarifaria y la posterior titularización de esta deuda, que permitan la reducción tarifaria. Tal como se expresó en el documento soporte del proyecto regulatorio D901119-24, para atender las políticas y directrices dadas por el Gobierno Nacional a través de sus actos administrativos, con el fin de que se vean reflejadas en las tarifas del servi cio público domiciliario la reducción de tarifas de energía eléctrica para los usuarios de estrato 1, 2 y 3 del SIN, se requiere contar con la debida habilitación legal, debido a que se pueden generar riesgos jurídicos altos relacionados con una posible afectación al criterio de neutralidad y a la reserva legal a la que se sujeta el régimen tarifario y los elementos que de este hacen parte de acuerdo con el artículo 86 de la Ley 142 de 1994. Por este motivo la Comisión se encuentra realizando los análisis de los comentarios realizados por los interesados y a la espera de los mecanismos definidos por el Gobierno

con el artículo 86 de la Ley 142 de 1994. Por este motivo la Comisión se encuentra realizando los análisis de los comentarios realizados por los interesados y a la espera de los mecanismos definidos por el Gobierno Nacional para integrarlos en el proyecto regulatorio y proc eder a emitir la resolución definitiva.CONCEPTO 2921 DE 2025

Sin perjuicio de lo anterior, a continuación se describen los ajustes propuestos en el proyecto regulatorio CREG 701 063 de 2024 para dar cumplimiento a lo establecido en la resolución MME 40225 de 2024 que se encuentran en los artículos 2 y 3. El primero de ellos, propuesto en el artículo 2 del proyecto regulatorio, busca habilitar la reducción de las tarifas para los usuarios 1, 2 y 3; por concepto de la reducción del costo de la opción tarifar ia en las fórmulas aplicadas por los prestadores del servicio una vez realizados los descuentos por concepto del subsidio a la demanda del Fondo De Solidaridad Para Subsidios y Redistribución de Ingreso - FSSRI. La propuesta se trascribe a continuación: Artículo 2. Reducciones tarifarias para usuarios residenciales de estratos 1, 2 y 3. Una vez se encuentren vigentes las disposiciones en materia de distribución preferente de los recursos y en atención a lo establecido en el numeral 1 de la Resolución MME 40225 de 2024, las tarifas de los usuarios residenciales de estratos 1, 2 y 3, se deberán calcular con base en las siguientes expresiones, para el consumo de subsistencia o para consumos superiores de la siguiente forma: a) en el consumo de subsistencia: TarifaRTmc,e(0-CS)=TarifaCS-RTam

Donde:

calcular con base en las siguientes expresiones, para el consumo de subsistencia o para consumos superiores de la siguiente forma: a) en el consumo de subsistencia: TarifaRTmc,e(0-CS)=TarifaCS-RTam Donde: TarifaCS: Corresponde a la variable Tarifamc,e (0-CS) resultante de la aplicación de la Resolución CREG 003 de 2021 para las tarifas de los usuarios residenciales de estratos 1 y 2 o la variable Tarifami (CN-CS) de que trata el anexo 3 de la Resolución CREG 079 de 1997 para las tarifas de los usuarios residenciales de estrato 3.CONCEPTO 2921 DE 2025

RTam: Reducción tarifaria por el costo de opción tarifaria para los usuarios residenciales de estratos 1, 2 y 3 en el mes m; calculado según la siguiente expresión: R Tam=FracciónSA cot n,m,j %COF ( 1–%S) Con: Fracción_SA: Porción del saldo acumulado, variable SA n,m,i,j establecida en el artículo 2o de la Resolución CREG 012 de 2020 de cada mercado de comercialización j en el mes m en el cual se acogió al mutuo acuerdo y se finalizó la opción tarifaria, que corresponde a los usuarios de estratos 1, 2 y 3.

COTn,j,m: Costo asociado con la recuperación del saldo de la opción tarifaria del nivel de tensión n, en el mercado de comercialización j y en el mes m. expresado en $/kWh. Calculado de acuerdo con lo definido en el Anexo 3 en la fecha de inicio del mutuo acuerdo de que trata la Resolución CREG 101 028 de 2023. %COF: Porción del saldo de opción tarifaria de los usuarios residenciales

el Anexo 3 en la fecha de inicio del mutuo acuerdo de que trata la Resolución CREG 101 028 de 2023. %COF: Porción del saldo de opción tarifaria de los usuarios residenciales de estratos 1, 2 y 3, a la fecha de expedición de la presente resolución cubierto por el crédito cubierto por recursos provenientes de líneas de crédito con tasa compensada por parte de la Financiera de Desarrollo Territorial S.A. - Findeter o créditos desembolsados con recursos públicos con posterioridad a 31 de julio de 2024 y/o la titularización de la deuda por parte del Gobierno Nacional. %Smc,e: Porcentaje de Subsidio para el estrato e, calculado para el mes de cálculo mc, según lo establecido en la Resolución CREG 003 de 2021. b) consumos superiores al de subsistencia. TarifaRTm(consumo>CS)=TarifaCSS-RTbmCONCEPTO 2921 DE 2025

Sujeto a: RTbm< (1-%S )( CUVn,m,i,jCS)-RTam Donde: TarifaCSS: Corresponde a la variable Tarifami (>CS) de que trata el anexo 3 de la Resolución CREG 079 de 1997 para las tarifas de los usuarios residenciales de estratos 1, 2 y 3.

RTbm: Reducción tarifaria por el costo de opción tarifaria para los usuarios residenciales de estratos 1, 2 y 3 en el mes m; calculado según la siguiente expresión: R Tbm=Fracción SA cot n,mj%COF Fracción_SA: Porción del saldo acumulado, variable SAn,m,i,j establecida en el artículo 2o de la Resolución CREG 012 de 2020 de cada

la siguiente expresión: R Tbm=Fracción SA cot n,mj%COF Fracción_SA: Porción del saldo acumulado, variable SAn,m,i,j establecida en el artículo 2o de la Resolución CREG 012 de 2020 de cada mercado de comercialización j en el mes m en el cual se acogió al mutuo acuerdo y se finalizó la opción tarifaria, que corresponde a los usuarios de estratos 1, 2 y 3. COTn,j,m: Costo asociado con la recuperación del saldo de la opción tarifaria del nivel de tensión n, en el mercado de comercialización j y en el mes m. expresado en $/kWh. Calculado de acuerdo con lo definido en el Anexo 3 en la fecha de inicio del mutuo acuerdo de que trata la Resolución CREG 101 028 de 2023. %COF: Porción del saldo de opción tarifaria de los usuarios residenciales de estratos 1, 2 y 3, a la fecha de expedición de la presente resolución cubierto por el crédito cubierto por recursos provenientes de líneas de crédito con tasa compensada por parte de la Financiera de Desarrollo Territorial S.A. - Findeter o créditos desembolsados con recursos públicosCONCEPTO 2921 DE 2025

con posterioridad a 31 de julio de 2024 y/o la titularización de la deuda por parte del Gobierno Nacional. CUvn,m,i,j: Componente variable del costo unitario de prestación del servicio ($/kWh) para los usuarios conectados al nivel de tensión n, correspondiente al mes m, del comercializador minorista i, en el mercado de comercialización j, de que trata la Resolu ción CREG 119 de 2007. CS: Consumo de subsistencia de que trata la Resolución UPME 355 de 2004.

correspondiente al mes m, del comercializador minorista i, en el mercado de comercialización j, de que trata la Resolu ción CREG 119 de 2007. CS: Consumo de subsistencia de que trata la Resolución UPME 355 de 2004.

RTam: Reducción tarifaria por el costo de opción tarifaria para los usuarios residenciales de estratos 1, 2 y 3 en el mes m; calculado según la siguiente expresión" Adicionalmente, en el artículo 3 del proyecto regulatorio se propone modificación de la forma de cálculo del costo de la opción tarifaria en los mercados de comercialización en los cuales el prestador del servicio se haya acogido a las medidas contempladas en la Resolución CREG 101 028 de 2023, con el objetivo de que los prestadores del servicio que accedan a los créditos dispuestos por el Gobierno Nacional para cubrir los créditos de la opción tarifaria puedan trasladar a los usuarios los beneficios de dichos créditos, en plazos y tasa s de interés a los usuarios.

Para realizar el traslado de los beneficios, se plantea la modificación de los numerales 2.1 y 4 del anexo 3 de la resolución CREG 119 de 2007. Como se trascribe a continuación: "Articulo 3. Beneficios de plazos y tasas de créditos para el cálculo del COT. Los usuarios de un mercado de comercialización que sean sujetos del pago de la variable COTn,j,m de que trata el Anexo 3 de la Resolución CREG 119 de 2007 deberán percibir los beneficios de lasCONCEPTO 2921 DE 2025

tasas y periodos de pago de los créditos otorgados con recursos públicos, para lo cual se modifican los numerales 2.1 y 4 del Anexo 3 de La

tasas y periodos de pago de los créditos otorgados con recursos públicos, para lo cual se modifican los numerales 2.1 y 4 del Anexo 3 de La Resolución CREG 119 de 2007 los cuales quedarán así: a) numeral 2.1 del Anexo 3 de la Resolución CREG 119 de 2007 "2.1 Cálculo del valor mensual con SBCn,¡j,o 0,03 CUVn,m-i,¡,j El valor mensual para la recuperación del saldo de la opción tarifaria se calcula de la siguiente manera:

Donde: SAOTn,m,i,j: Valor mensual para la recuperación del saldo de la opción tarifaria del comercializador i del mercado de comercialización j en el nivel de tensión n.

SAn,m,i,j: Saldo acumulado pendiente por recuperar de la opción tarifaria del comercializador i del mercado de comercialización j del nivel de tensión n en el mes m. Este saldo debe ser calculado mensualmente disminuyendo la parte respectiva del capital pagado durante periodos anteriores y, en caso de recibir créditos con recursos públicos que consideren periodos de gracia para el pago de capital, recibidos por el pres tador del servicio con posterioridad a 31 de julio de 2024, disminuyendo la parte asociada con dicho préstamo durante el periodo en cuestión. Para este cálculo el prestador podrá considerar las características de los créditos con recursos públicos recibido s con anterioridad al 31 de julio de 2024. SARPn,m,i,j: Monto de crédito con recursos públicos recibido por el prestador del servicio con posterioridad a 31 de julio de 2024, que considera un periodo de gracia para el pago de capital otorgado alCONCEPTO 2921 DE 2025

SARPn,m,i,j: Monto de crédito con recursos públicos recibido por el prestador del servicio con posterioridad a 31 de julio de 2024, que considera un periodo de gracia para el pago de capital otorgado alCONCEPTO 2921 DE 2025

comercializador i del mercado de comercialización j del nivel de tensión n en el mes m, siempre y cuando que este valor haya sido descontado de la variable SAn,m,i,j durante el período de gracia. Esta variable se debe calcular únicamente durante el periodo de gracia y el prestador podrá considerar las características de los créditos con recursos públicos recibidos con anterioridad al 31 de julio de 2024. rOTm,i,j: Tasa mensual para calcular el valor para la recuperación del saldo de la opción tarifaria del comercializador i del mercado de comercialización j establecido en el numeral. man,i,j: Meses de recuperación del saldo acumulado de la opción tarifaria del comercializador i del mercado de comercialización j, en el nivel de tensión n. El cálculo de esta variable deberá tener en cuenta las siguientes condiciones:

1. El límite máximo es de ciento veinte (120) meses. ii. El límite mínimo se calcula considerando el plazo de los créditos otorgados con recursos públicos para financiar la recuperación del saldo de opción tarifaria y recibidos por el prestador del servicio con posterioridad a 31 de julio de 2024, ponderando la cantidad de meses según el monto del crédito respecto del saldo acumulado. Para este cálculo el prestador podrá considerar las características de los créditos con recursos públicos recibidos con anterioridad al 31 de julio de 2024. p: Número de meses transcurridos entre el inicio del cobro de la variable COTn,i,j,0 y el mes de cálculo de la variable SAOTn,m,i,j

con recursos públicos recibidos con anterioridad al 31 de julio de 2024. p: Número de meses transcurridos entre el inicio del cobro de la variable COTn,i,j,0 y el mes de cálculo de la variable SAOTn,m,i,j pgn,i,j: Meses del periodo de gracia de los créditos otorgados con recursos públicos para financiar la recuperación del saldo de opción tarifaria.CONCEPTO 2921 DE 2025

El valor de la variable SAOT n,m,i,j inicial se calculará y aplicará una vez que el comercializador se acoja al mutuo acuerdo planteado. Esta variable se aplicará durante los meses de recuperación del cargo asociado con el saldo de la opción tarifaria. Una vez transcurridos los meses de recuperación del cargo asociado con el saldo de la opción tarifaria esta variable será igual a cero (0). Además de los cambios del valor mensual para la recuperación del saldo de la opción tarifaria producidos por los cambios en las tasas de interés y de los producidos por la finalización de los periodos de gracia de los créditos desembolsados con recursos pú blicos, esta variable se podrá ajustar disminuyendo la variable man,i,j sujeto a que la variable COTn,i,j,m no sea superior al promedio del comportamiento de los últimos tres meses de esta última variable. Con la aceptación del mutuo acuerdo por parte de un comercializador, este agente deberá informar a la SSPD y a la CREG, en el término señalado en el Artículo 3 de la presente resolución, los valores iniciales de todas las variables de que trata este numera l. b) numeral 4 del Anexo 3 de la Resolución CREG 119 de 2007 "4. Tasa para recuperación del saldo de la opción tarifaria Tasa mensual para calcular el valor para la recuperación del saldo de la

de todas las variables de que trata este numera l. b) numeral 4 del Anexo 3 de la Resolución CREG 119 de 2007 "4. Tasa para recuperación del saldo de la opción tarifaria Tasa mensual para calcular el valor para la recuperación del saldo de la opción tarifaria La tasa para determinar el cargo asociado con el saldo de la opción tarifaria se calcula de la siguiente manera: rOTm,i,: Tasa mensual ponderada por el saldo pendiente de los créditos obtenidos por el comercializador i del mercado de comercialización j, ElCONCEPTO 2921 DE 2025

promedio ponderado obtenido no puede ser superior a la resultante de la variable rEMm definida más adelante. La tasa de interés ponderada de los créditos para financiar los saldos de la opción tarifaria debe ser menor o igual al cálculo del promedio de las tasas de interés preferencial o corporativo, de los créditos comerciales vigentes de las últimas veintiséis (26) semanas previas al del cálculo de la tarifa a aplicar. En el caso de que el prestador haya recibido créditos provenientes de recursos públicos con posterioridad a 31 de julio de 2024, el cálculo de la tasa debe incorporar las mismas tasas aplicables a l crédito recibido. La fuente de información para las tasas de interés preferencial o corporativo será la publicada por el Banco de la República. La tasa efectiva anual publicada en la columna "Total establecimientos" deberá calcularse de manera mensual, para su aplicación, utilizando la siguiente expresión.

Con: Tasa mensual a aplicar en el mes m.

Tasa efectiva anual para calcular la tasa mensual a aplicar en el mes m."

deberá calcularse de manera mensual, para su aplicación, utilizando la siguiente expresión.

Con: Tasa mensual a aplicar en el mes m.

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