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Por medio de la cual se expide la Resolución Única de Regulación del Sector Eléctrico
LIBRO 1 DEFINICIONES ARTÍCULO 1.1. DEFINICIONES. Para efectos de la presente resolución, y de las demás reglamentaciones que desarrollen aspectos relacionados con la transmisión de energía eléctrica, se tendrán en cuenta las siguientes definiciones: - Acceso a las redes. Se entiende como la utilización de los sistemas de transmisión o distribución local mediante el pago de los cargos por uso y conexión correspondientes, con los derechos y deberes que se establecen en el código de redes. - Acuerdo de conexión. Es el que suscriben las partes interesadas para regular las relaciones técnicas, administrativas y comerciales de las conexiones al Sistema de Transmisión Nacional, o a un Sistema de Transmisión Regional o a un Sistema de Distribución Local, el cual incluye el acuerdo de pago del cargo de conexión. - Agente económico. Cualquiera de las personas a las que se refiere el artículo 15 de la ley 142 de 1994. - Autogenerador. Agente económico que produce y consume energía eléctrica en un solo predio de extensión continua, exclusivamente para atender sus propias necesidades y que no usa, comercializa o transporta su energía con terceros o con personas vinculadas económicamente. - Código de redes. Conjunto de reglas expedidas por la Comisión, a las cuales deben someterse las empresas de servicios públicos del sector y las demás personas que usen el sistema de transmisión nacional, regional o local. Incluye también reglas sobre el uso de redes de distribución, que para sus efectos se denominará "Código de Distribución". - Comercialización de energía eléctrica. Actividad consistente en la compra y venta de energía eléctrica en el mercado mayorista y su venta con destino a otras operaciones en dicho mercado o a los usuarios finales. - Comercializador de energía eléctrica. Persona natural o jurídica cuya actividad principal es la comercialización de energía eléctrica. - Comisión. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), organizada como Unidad Administrativa Especial del Ministerio de Minas y Energía, según lo previsto en los artículos 69 de la Ley 142 de 1994, y 21 de la Ley 143 de 1994. - Conexiones al sistema de transmisión nacional. Bienes que permiten conectar un generador, un sistema de transmisión regional, un sistema de distribución local, o un gran consumidor, al sistema de transmisión nacional. - Distribuidor local. Persona natural o jurídica que opera y transporta energía eléctrica en un sistema de distribución local.
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- Empresa. Son empresas, para los efectos de esta resolución, todas 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. - Empresas de servicios públicos. Las que regula el capítulo I del Título I, de la ley 142 de 1994. - Generador. Persona natural o jurídica que produce energía eléctrica. - Gran consumidor. Persona natural o jurídica, con una demanda máxima igual o superior a 2 MW por instalación legalizada, cuyas compras de energía eléctrica se realizan a precios acordados libremente. - Mercado mayorista. 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. - Reglamento de Operación. Conjunto de reglas establecidas para realizar el planeamiento, la coordinación y la ejecución de la operación del sistema interconectado nacional y para regular el funcionamiento del mercado mayorista de energía eléctrica. El Reglamento de Operación comprende varios documentos que se organizarán conforme a los temas propios del funcionamiento del sistema interconectado nacional. Mientras la Comisión adopta dicho reglamento, se dará cumplimiento al "Acuerdo Reglamentario de Operación". - Servicio público de electricidad o de energía eléctrica. Comprende las actividades de generación, interconexión, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica, de acuerdo con el artículo 1 de la ley 143 de 1994 y el numeral 14.25 de la ley 142 de 1994. - Servidumbre de Acceso. Límite a la propiedad que impone la Comisión a un transportador o distribuidor local, estableciendo las condiciones técnicas y económicas en que debe facilitar la conexión de un generador, un gran consumidor u otro transportador o distribuidor local, a la red de su propiedad. - Sistema de transmisión nacional. Es el sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, con sus correspondientes módulos de conexión, que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV. - Sistema de transmisión regional. Sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes regionales o interregionales de transmisión; conformado por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV y que no pertenecen a un sistema de distribución local. - Sistema de distribución local. Sistema de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes de distribución municipales o distritales; conformado por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV que no pertenecen a un sistema de transmisión regional por estar dedicadas al servicio de un sistema de distribución municipal, distrital o local. - Superintendencia. La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios creada por la ley
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142 de 1994, como organismo de control, inspección y vigilancia de las entidades que prestan los servicios públicos. - Transmisión. Actividad consistente en el transporte de energía por líneas de transmisión, y la operación, mantenimiento y expansión de sistemas de transmisión, ya sean nacional o regionales. - Transportador. Persona natural o jurídica que opera y transporta energía eléctrica en el sistema de transmisión nacional o en un sistema de transmisión regional. - Unidad de planeación minero-energética (UPME). Es una unidad administrativa especial, adscrita al ministerio de minas y energía, encargada de la planeación integral del sector minero energético, creada por el decreto 2119 de 1992 y organizada según lo previsto en el artículo 15 de la Ley 143 de 1994. (Fuente: R CREG 001/94, Art. 1)
ARTÍCULO 1.2. DEFINICIONES. Para efectos de la presente resolución, y de las demás reglamentaciones que desarrollen aspectos relacionados con la distribución de energía eléctrica, se tendrán en cuenta las siguientes definiciones: - Acceso a las redes. Se entiende como la utilización de los sistemas de transmisión o distribución local mediante el pago de los cargos por uso y conexión correspondientes, con los derechos y deberes que se establecen en el código de redes. - Acuerdo de conexión. Es el que suscriben las partes interesadas para regular las relaciones técnicas, administrativas y comerciales de las conexiones a los Sistemas de Transmisión Regional o a un Sistema de Distribución Local, el cual incluye el acuerdo de pago del cargo de conexión. - Agente económico. Cualquiera de las personas a las que se refiere el ARTICULO 15 de la ley 142 de 1994. - Autogenerador. Agente económico que produce y consume energía eléctrica en un solo predio de extensión continua, exclusivamente para atender sus propias necesidades y que no usa, comercializa o transporta su energía con terceros o con personas vinculadas económicamente. - Código de redes. Conjunto de reglas expedidas por la Comisión, a las cuales deben someterse las empresas de servicios públicos del sector y las demás personas que usen el sistema de transmisión nacional, regional o local. Incluye también reglas sobre el uso de redes de distribución, que para sus efectos se denominará "Código de Distribución". - Comercialización de energía eléctrica. Actividad consistente en la compra y venta de energía eléctrica en el mercado mayorista y su venta con destino a otras operaciones en dicho mercado o a los usuarios finales. - Comercializador de energía eléctrica. Persona natural o jurídica cuya actividad principal es la comercialización de energía eléctrica. - Comisión. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), organizada como Unidad
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Administrativa Especial del Ministerio de Minas y Energía, según lo previsto en los artículos 69 de la Ley 142 de 1994, y 21 de la Ley 143 de 1994. - Conexiones a los sistemas de transmisión regional o de distribución local. 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. - Distribuidor local. Persona natural o jurídica que opera y transporta energía eléctrica en un sistema de distribución local. - Empresa. Son empresas, para los efectos de esta resolución, todas 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. - Empresas de servicios públicos. Las que regula el capítulo I del Título I, de la ley 142 de 1994. - Generador. Persona natural o jurídica que produce energía eléctrica. - Gran consumidor. Persona natural o jurídica, con una demanda máxima igual o superior a 2 MW por instalación legalizada, cuyas compras de energía eléctrica se realizan a precios acordados libremente. - Mercado mayorista. 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. - Reglamento de Operación. Conjunto de reglas establecidas para realizar el planeamiento, la coordinación y la ejecución de la operación del sistema interconectado nacional y para regular el funcionamiento del mercado mayorista de energía eléctrica. El Reglamento de Operación comprende varios documentos que se organizarán conforme a los temas propios del funcionamiento del sistema interconectado nacional. Mientras la Comisión adopta dicho reglamento, se dará cumplimiento al "Acuerdo Reglamentario de Operación". - Servicio público de electricidad o de energía eléctrica. Comprende las actividades de generación, interconexión, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica, de acuerdo con el artículo 1 de la ley 143 de 1994 y el numeral 14.25 de la ley 142 de 1994. - Servidumbre de Acceso. Límite a la propiedad que impone la Comisión a un transportador o distribuidor local, estableciendo las condiciones técnicas y económicas en que debe facilitar la conexión de un generador, un gran consumidor u otro transportador o distribuidor local, a la red de su propiedad. - Sistema de transmisión nacional. Es el sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, con sus correspondientes módulos de conexión, que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV. - Sistema de transmisión regional. Sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes regionales o interregionales de transmisión; conformado por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de
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220 kV y que no pertenecen a un sistema de distribución local. - Sistema de distribución local. Sistema de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes de distribución municipales o distritales; conformado por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV que no pertenecen a un sistema de transmisión regional por estar dedicadas al servicio de un sistema de distribución municipal, distrital o local. - Superintendencia. La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios creada por la ley 142 de 1994, como organismo de control, inspección y vigilancia de las entidades que prestan los servicios públicos. - Transmisión. Actividad consistente en el transporte de energía por líneas de transmisión, y la operación, mantenimiento y expansión de sistemas de transmisión, ya sean nacional o regionales. - Transportador. Persona natural o jurídica que opera y transporta energía eléctrica en el sistema de transmisión nacional o en un sistema de transmisión regional. - Unidad de planeación minero-energética (UPME). Es una unidad administrativa especial, adscrita al ministerio de minas y energía, encargada de la planeación integral del sector minero energético, creada por el decreto 2119 de 1992 y organizada según lo previsto en el artículo 15 de la Ley 143 de 1994. (Fuente: R CREG 003/94, Art. 1)
ARTÍCULO 1.3. DEFINICIONES. Para efectos de la presente resolución y en general para interpretar las disposiciones aplicables a la actividad de comercialización, se adoptan las siguientes definiciones: Bolsa de energía. Sistema utilizado en el mercado mayorista para que generadores y comercializadores efectúen transacciones de energía hora a hora, adicionales a las establecidas bilateralmente en los contratos garantizados de compra de energía, por cantidades y precios determinados por el juego libre de oferta y demanda, de acuerdo a las reglas comerciales definidas en el Reglamento de Operación. Centro Nacional de Despacho. Es la dependencia encargada de la planeación, supervisión y control de la operación integrada de los recursos de generación, interconexión y transmisión del sistema interconectado nacional. El Centro está encargado, también, de dar las instrucciones a los Centros Regionales de Despacho para coordinar las maniobras de las instalaciones con el fin de tener una operación segura, confiable y ceñida al reglamento de operación y a todos los acuerdos del Consejo Nacional de Operación. Comercialización de electricidad. Actividad de compra y venta de energía eléctrica en el mercado mayorista y su venta con destino a otras operaciones en dicho mercado o a los usuarios finales. Comercializador. Persona natural o jurídica cuya actividad principal es la comercialización de electricidad. Comisión. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), organizada como Unidad
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Administrativa Especial del Ministerio de Minas y Energía, según lo previsto en los artículos 69 de la Ley 142 de 1994 y 21 de la Ley 143 de 1994. Mercado competitivo. El compuesto por los usuarios no regulados, y quienes los proveen de electricidad. Mercado mayorista. 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. Mercado regulado. Es el sistema en que participan los usuarios regulados, y quienes los proveen de electricidad. Productor marginal, independiente, o para uso particular. Es la persona natural o jurídica que desee utilizar sus propios recursos para producir los bienes y servicios propios del objeto de las empresas de servicio público para sí misma o para una clientela compuesta principalmente por quienes tienen vinculación económica con ella o por sus socios o miembros o como subproducto de otra actividad principal. Los autogeneradores y cogeneradores son casos particulares de esta categoría. Reglamento de Operación. Conjunto de reglas establecidas para realizar el planeamiento, la coordinación y la ejecución de la operación del sistema interconectado nacional y para regular el funcionamiento del mercado mayorista de energía eléctrica. El Reglamento de Operación comprende varios documentos que se organizarán conforme a los temas propios del funcionamiento del sistema interconectado nacional. Mientras la Comisión adopta dicho reglamento, se dará cumplimiento al "Acuerdo Reglamentario para el Planeamiento de la Operación del Sistema Interconectado Colombiano", de Interconexión Eléctrica S.A. Superintendencia. La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios a que se refiere el artículo 76 de la Ley 142 de 1994. Usuario no regulado. Persona natural o jurídica, con una demanda máxima superior a 2 Mw por instalación legalizada, cuyas compras de electricidad se realizan a precios acordados libremente. El nivel señalado podrá ser revisado por la Comisión. Usuario regulado. Persona natural o jurídica cuyas compras de electricidad están sujetas a tarifas establecidas por la Comisión de Regulación de Energía y Gas. Usuario. Persona natural o jurídica que se beneficia con la prestación del servicio público de electricidad, bien como propietario del inmueble en donde este se presta, o como receptor directo del servicio. A este último usuario se denomina también consumidor. (Fuente: R CREG 054/94, Art. 1)
ARTÍCULO 1.4. DEFINICIONES. Para efectos de la presente resolución y en general para interpretar las disposiciones aplicables a la actividad de generación, se adoptan las siguientes definiciones Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales. Dependencia del Centro Nacional de
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Despacho encargada del registro de los contratos de energía; de la liquidación, facturación, cobro y pago del valor de las transacciones realizadas en la bolsa de energía por generadores y comercializadores; del mantenimiento de los sistemas de información y programas de computación requeridos; y del cumplimiento de las tareas necesarias para que funcione adecuadamente el SIC. Agente económico.- Cualquiera de las personas a las que se refiere el artículo 15 de la Ley 142 de 1994. Autogenerador. Agente económico que produce y consume energía eléctrica en un solo predio de extensión continua, exclusivamente para atender sus propias necesidades y que no usa, comercializa o transporta su energía con terceros o personas vinculadas económicamente. Bolsa de energía. Sistema utilizado en el mercado mayorista para que generadores y comercializadores efectúen transacciones de energía hora a hora, adicionales a las establecidas bilateralmente en los contratos de energía, por cantidades y precios determinados por el juego libre de oferta y demanda, de acuerdo a las reglas comerciales definidas en el Reglamento de Operación. Centro Nacional de Despacho (CND). Es la dependencia encargada de la planeación, supervisión y control de la operación integrada de los recursos de generación, interconexión y transmisión del sistema interconectado nacional. El Centro está encargado, también, de dar las instrucciones a los Centros Regionales de Despacho para coordinar las maniobras de las instalaciones con el fin de tener una operación segura, confiable y ceñida al Reglamento de Operación y a todos los acuerdos del Consejo Nacional de Operación. Centro Regional de Despacho. Es un centro de supervisión y control de la operación de las redes, subestaciones y centrales de generación localizadas en una misma región, cuya función es la de coordinar la operación y maniobras de esas instalaciones, con sujeción, en lo pertinente, a las instrucciones impartidas por el Centro Nacional de Despacho, en desarrollo de las previsiones contenidas en el Reglamento de Operación, con el fin de asegurar una operación segura y confiable del sistema interconectado. Código de redes. Conjunto de reglas expedidas por la Comisión, a las cuales deben someterse las empresas de servicios públicos del sector y las demás personas que usen el sistema de transmisión nacional, regional o local. Incluye también reglas sobre el uso de redes de distribución, que para sus efectos se denominará "Código de Distribución". Comercialización de energía eléctrica. Actividad consistente en la compra y venta de energía eléctrica en el mercado mayorista y su venta con destino a otras operaciones en dicho mercado o a los usuarios finales. Comercializador. Persona natural o jurídica cuya actividad principal es la comercialización de energía eléctrica. Comisión. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), organizada como Unidad Administrativa Especial del Ministerio de Minas y Energía, según lo previsto en los artículos 69 de la Ley 142 de 1994 y 21 de la Ley 143 de 1994. Despacho central. Proceso de planeación, programación, supervisión y control de la operación
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integrada del Sistema Interconectado Nacional, a cargo del Centro Nacional de Despacho en coordinación con los Centros Regionales de Despacho, que se cumple bajo las reglas y procedimientos establecidos en el Reglamento de Operación, el Código de Redes y los acuerdos del Consejo Nacional de Operación. Empresa. Son empresas, para los efectos de esta resolución, todas 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. Empresas de servicios públicos. Las que regula el capítulo I del Título I, de la Ley 142 de 1994. Generador. Persona natural o jurídica que produce energía eléctrica. Información. Conjunto de documentos, o de datos transmitidos por cualquier medio hábil, acerca de los actos y contratos de una empresa. Incluye documentos tales como las cuentas, estimativos, formularios y similares que sirven para preparar, tramitar, ejecutar, registrar y analizar tales actos y contratos, tengan o no el carácter de pruebas para efectos judiciales. Mercado mayorista. 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. Productor marginal, independiente, o para uso particular. Es la persona natural o jurídica que desee utilizar sus propios recursos para producir los bienes y servicios propios del objeto de las empresas de servicio público para sí misma o para una clientela compuesta principalmente por quienes tienen vinculación económica con ella o por sus socios o miembros o como subproducto de otra actividad principal. Los autogeneradores y cogeneradores son casos particulares de esta categoría. Reglamento de Operación. Conjunto de reglas establecidas para realizar el planeamiento, la coordinación y la ejecución de la operación del sistema interco-nectado nacional y para regular el funcionamiento del mercado mayorista de energía eléctrica. El Reglamento de Operación comprende varios documentos que se organizarán conforme a los temas propios del funcionamiento del sistema interconectado nacional. Mientras la Comisión adopta dicho reglamento, se dará cumplimiento al "Acuerdo Reglamentario para el Planeamiento de la Operación del Sistema Interconectado Colombiano". Servicio público de electricidad o de energía eléctrica. Comprende las actividades de generación, interconexión, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica, de acuerdo con el artículo 1 de la Ley 143 de 1994 y el numeral 14.25 de la Ley 142 de 1994. Servicios asociados de generación. Son servicios asociados con la actividad de generación que se prestan por unidades generadoras conectadas al Sistema Interconectado Nacional para asegurar el cumplimiento de las normas sobre calidad, confiabilidad y seguridad en la prestación del servicio. Incluye, entre otros, la generación de potencia reactiva, la reserva rodante y la reserva fría, de acuerdo a las normas respectivas establecidas en el Reglamento de Operación.
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Sistema de Intercambios Comerciales (SIC): Conjunto de reglas y procedimientos establecidos en el Reglamento de Operación que permiten definir las obligaciones y acreencias de generadores, comercializadores y la empresa de transmisión por concepto de las transacciones de energía realizadas en la bolsa de energía conforme al despacho central. El SIC incluye el proceso de liquidación del valor de los intercambios, la preparación y actualización del estado de cuenta de cada generador y comercializador que participa en la bolsa de energía y de la empresa de transmisión y la facturación, pago y recaudo del valor de las transacciones realizadas en la misma bolsa. Sistema Interconectado Nacional. Es el sistema compuesto por los siguientes elementos conectados entre si: las plantas y equipos de generación, la red de interconexión, las redes de transmisión, las redes de distribución y las cargas eléctricas de los usuarios, conforme a lo definido en la Ley 143 de 1994. Superintendencia. La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios creada por la Ley 142 de 1994, como organismo de control, inspección y vigilancia de las entidades que prestan los servicios públicos. Transmisión. Es la actividad consistente en el transporte de energía por líneas de transmisión, y la operación, mantenimiento y expansión de sistemas de transmisión, ya sean nacional o regionales. (Fuente: R CREG 055/94, Art. 1)
ARTÍCULO 1.5. DEFINICIONES. Para efectos de la presente resolución y en general para interpretar las disposiciones generales sobre el servicio de energía eléctrica, se adoptan las siguientes definiciones: Agente económico. Cualquiera de las personas a las que se refiere el artículo 15 de la Ley 142 de 1994. Autogenerador. Persona natural o jurídica que produce y consume energía eléctrica en un solo predio exclusivamente para atender sus propias necesidades y que no usa, comercializa o transporta su energía con terceros o asociados. Código de redes. Conjunto de reglas, normas, estándares y procedimientos técnicos expedidos por la Comisión, con las facultades del numeral 73.22 de la Ley 142 de 1994, a los cuales deben someterse las empresas de servicios públicos del sector y otras personas que usen el sistema de transmisión nacional. Incluye también reglas sobre el uso de redes de distribución, que para sus efectos se denominará "Código de Distribución". Comercialización de electricidad. Actividad de compra y venta de energía eléctrica en el mercado mayorista y su venta con destino a otras operaciones en dicho mercado o a los usuarios finales. Comercializador. Persona natural o jurídica cuya actividad principal es la comercialización de electricidad. Comisión. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), organizada como unidad administrativa especial del Ministerio de Minas y Energía, según lo previsto en los artículos 69
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de la Ley 142 de 1994 y 21 de la Ley 143 de 1994. Distribución de electricidad. Es la actividad de transportar energía a través de una red de distribución a voltajes iguales o inferiores a 115 kv. Empresa. Para efectos de la presente resolución, son empresas aquellas que se ajusten a la definición del artículo 25 del Código de Comercio y las empresas de servicios públicos a las que se refiere la Ley 142 de 1994. Empresas de servicios públicos. Las que regula el capítulo I del Título I, de la Ley 142 de 1994. Generador. Persona natural o jurídica que produce energía eléctrica por medio de centrales de generación. Información. Conjunto de documentos, o de datos transmitidos por cualquier medio hábil, acerca de los actos y contratos de una empresa. Incluye documentos tales como las cuentas, estimativos, formularios y similares que sirven para preparar, tramitar, ejecutar, registrar y analizar tales actos y contratos, tengan o no el carácter de pruebas para efectos judiciales. Mercado mayorista. 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 y con sujeción al Reglamento de Operación y demás normas aplicables. Reglamento de Operación. Conjunto de principios, criterios y procedimientos establecidos para realizar el planeamiento, la coordinación y la ejecución de la operación del sistema interconectado nacional y para regular el funcionamiento del mercado mayorista de energía eléctrica. El Reglamento de Operación comprende varios documentos que se organizarán conforme a los temas propios del funcionamiento del sistema interconectado nacional. Mientras la Comisión adopta dicho reglamento, se dará cumplimiento al "Acuerdo Reglamentario para el Planeamiento de la Operación del Sistema Interconectado Colombiano", con las modificaciones incorporadas en la presente resolución. Servicio público de electricidad o de energía eléctrica. Comprende las actividades de generación, interconexión, transmisión, transformación, distribución y comercialización de energía eléctrica, de acuerdo con el artículo 1 de la ley 143 de 1994 y el numeral 14.25 de la ley 142 de 1994. Sistema Interconectado Nacional. Es el sistema compuesto por los siguientes elementos conectados entre si: las plantas y equipos de generación, la red de interconexión, las redes regionales e interregionales de transmisión, las redes de distribución y las cargas eléctricas de los usuarios, conforme a lo definido en la Ley 143 de 1994. Superintendencia. La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios a que se refiere el artículo 76 de la Ley 142 de 1994. Transmisión de electricidad. Es la actividad consistente en el transporte de energía por líneas de transmisión y la operación, mantenimiento y expansión de sistemas de transmisión, ya sean nacionales o regionales. (Fuente: R CREG 056/94, Art. 1)
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ARTÍCULO 1.6. DEFINICIONES. Para efectos de la presente resolución, y de las demás reglamentaciones que desarrollen aspectos relacionados con el mercado mayorista de energía eléctrica, se tendrán en cuenta las siguientes definiciones generales: Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales. Dependencia del Centro Nacional de Despacho adscrita a Interconexión Eléctrica S.A. "E.S.P.", encargada del registro de los contratos de energía a largo plazo; de la liquidación, facturación, cobro y pago del valor de los actos o contratos de energía en la bolsa por generadores y comercializadores; del mantenimiento de los sistemas de información y programas de computación requeridos; y del cumplimiento de las tareas necesarias para el funcionamiento adecuado del Sistema de Intercambios Comerciales (SIC). Agente económico. Cualquiera de las personas a las que se refiere el artículo 15 de la ley 142 de 1994. Agente comercializador. Es la empresa registrada ante el Administrador SIC que realiza la comercialización de energía. Agente generador. Es la empresa registrada ante el Administrador del SIC que realiza la actividad de generación de energía. Bolsa de energía. Sistema de información, manejado por el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, sometido a las reglas que adelante aparecen, en donde los generadores y comercializadores del mercado mayorista 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. Centro Nacional de Despacho. Es la dependencia encargada de la planeación, supervisión y control de la operación integrada de los recursos de generación, interconexión y transmisión del sistema interconectado nacional. El Centro está encargado también de dar las instrucciones a los Centros Regionales de Despacho para coordinar las maniobras de las instalaciones con el fin de tener una operación segura, confiable y ceñida al Reglamento de Operación y a todos los acuerdos del Consejo Nacional de Operación. Centro Regional de Despacho. Es un centro de supervisión y control de la operación de las redes, subestaciones y centrales de generación localizadas en una misma región, cuya función es la de coordinar la operación y maniobras de esas instalaciones con sujeción, en lo pertinente, a las instrucciones impartidas por el Centro Nacional de Despacho, en desarrollo de las previsiones contenidas en el Reglamento de Operación, con el fin de asegurar una operación segura y confiable del sistema interconectado. Código de redes. Conjunto de reglas, normas, estándares y procedimientos técnicos expedido por la Comisión, a los cuales deben someterse las empresas de servicios públicos del sector eléctrico y otras personas que usen el sistema de transmisión nacional. Comercialización de energía eléctrica. Actividad consistente en la compra y venta de energía eléctrica en el mercado mayorista y su venta con destino a otras operaciones en dicho mercado
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o a los usuarios finales. Comercializador. Persona natural o jurídica cuya actividad principal es la comercialización de energía eléctrica. Comisión. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), organizada como Unidad Administrativa Especial del Ministerio de Minas y Energía, según lo previsto en los artículos 69 de la Ley 142 de 1994, y 21 de la Ley 143 de 1994. Consumo Propio. Es el consumo de energía y potencia, requerido por los sistemas auxiliares de una unidad generadora o una subestación. Demanda total. Corresponde a la demanda comercial doméstica o nacional, más la demanda comercial internacional Despacho ideal. 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. Despacho programado. Es el programa de generación que realiza el Centro Nacional de Despacho (CND), denominado Redespacho en el Código de Redes, para atender una predicción de demanda y sujeto a las restricciones del sistema, considerando la declaración de disponibilidad, la oferta en precios y asignando la generación por orden de méritos de menor a mayor. Despacho real. Es el programa de generación realmente efectuado por los generadores, el cual se determina con base en las mediciones en las fronteras de los generadores. Disponibilidad Comercial. Es la disponibilidad calculada por el SIC, la cual considera la declaración de disponibilidad de los generadores, modificada cuando se presenten cambios en las unidades de generación en la operación real del sistema Distribución de electricidad. Es la actividad de transportar energía a través de una red de distribución a voltajes iguales o inferiores a 115 kV. Empresa. Para efectos de la presente resolución, 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. Empresas de servicios públicos. Las que regula el capítulo I del Título I, de la Ley 142 de 1994. Generador. Persona natural o jurídica que produce energía eléctrica, que tiene por lo menos una central conectada al SIN con una capacidad efectiva total en la central superior a los 20 MW o aquellos que tienen por lo menos una central de capacidad efectiva total menor o igual a 20 MW conectada al SIN, que soliciten ser despachados centralmente.
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Inflexibilidad de Unidades. 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. Información. Conjunto de documentos, o de datos transmitidos por cualquier medio hábil, acerca de los actos y contratos de una empresa. Incluye documentos tales como las cuentas, estimativos, formularios y similares que sirven para preparar, tramitar, ejecutar, registrar y analizar tales actos y contratos, tengan o no el carácter de pruebas para efectos judiciales. Mercado libre. Es el mercado de energía eléctrica en que participan los usuarios no regulados y quienes los proveen de energía eléctrica. Mercado mayorista. 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 de energía a largo plazo y en bolsa sobre cantidades y precios definidos, con sujeción al Reglamento de Operación y demás normas aplicables. Mercado regulado. Es el mercado de energía eléctrica en que participan los usuarios regulados y quienes los proveen de electricidad. Orden de méritos. Ordenamiento con base en los precios de oferta de los generadores. Programa de generación. Es la asignación de generación de las unidades o plantas despachadas centralmente. Reglamento de Operación. Conjunto de principios, criterios y procedimientos establecidos para realizar el planeamiento, la coordinación y la ejecución de la operación del sistema interconectado nacional y para regular el funcionamiento del mercado mayorista de energía eléctrica. El Reglamento de Operación comprende varios documentos que se organizarán conforme a los temas propios del funcionamiento del sistema interconectado nacional. Reserva de Regulación Primaria. Es aquella Reserva Rodante en las plantas que responden a cambios súbitos de frecuencia en un lapso de 0 a 10 segundos. La variación de carga de la planta debe ser sostenible al menos durante los siguientes 30 segundos. Reserva Rodante. Es la parte de la reserva operativa ubicada en plantas que están operando y puedan responder a cambios de generación en períodos de hasta 30 segundos. Respaldo. Es la capacidad de generación de energía no necesaria para atender la demanda al nivel de confiabilidad de 95%, pero que se encuentra disponible para atender la demanda de energía en casos extremos de acuerdo con los criterios de flexibilidad y vulnerabilidad adoptados por la Unidad de Planeación Minero-Energética en la elaboración del Plan de Expansión de Referencia. Servicio público de electricidad o de energía eléctrica. Comprende las actividades de generación, interconexión, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica, de acuerdo con el artículo 1 de la Ley 143 de 1994 y el numeral 14.25 de la Ley 142 de 1994. Servicios asociados de generación de energía. Son servicios asociados con la actividad de generación los que prestan las empresas generadoras con sus unidades conectadas al Sistema Interconectado Nacional para asegurar el cumplimiento de las normas sobre calidad,
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confiabilidad y seguridad en la prestación del servicio. Incluye entre otros, la generación de potencia reactiva, la Reserva Primaria y de AGC, de acuerdo con las normas respectivas establecidas en el Reglamento de Operación. Sistema de transmisión nacional. Es el sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas y subestaciones con sus equipos asociados, y transformadores con sus respectivos módulos de conexión, que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV. Sistema de transmisión regional. Sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes regionales o interregionales de transmisión; conformado por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV y que no pertenecen a un sistema de distribución local. Sistema de distribución local. Sistema de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes de distribución municipales o distritales; conformado por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV que no pertenecen a un sistema de transmisión regional por estar dedicadas al servicio de un sistema de distribución municipal, distrital o local. Sistema de Intercambios Comerciales (SIC). Conjunto de reglas y procedimientos establecidos en el Reglamento de Operación que permiten definir las obligaciones y acreencias de generadores, comercializadores y los transportadores por concepto de los actos o contratos de energía en la bolsa conforme al despacho central. El SIC incluye el proceso de liquidación del valor de los intercambios, la preparación y actualización del estado de cuenta de cada generador y comercializador que participa en la bolsa de energía y de los transportadores, y la facturación, pago y recaudo del valor de las transacciones realizadas en la misma bolsa. Sistema Interconectado Nacional. Es el sistema compuesto por los siguientes elementos conectados entre si: las plantas y equipos de generación, la red de interconexión, las redes de transmisión, las redes de distribución y las cargas eléctricas de los usuarios, conforme a lo definido en la Ley 143 de 1994. Superintendencia. La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios creada por la Ley 142 de 1994, como organismo de control, inspección y vigilancia de las entidades que prestan los servicios públicos. Transmisión. Es la actividad consistente en el transporte de energía por sistemas de transmisión y la operación, mantenimiento y expansión de sistemas de transmisión, ya sean nacionales o regionales. Transportador. Persona natural o jurídica que opera y transporta energía eléctrica en el sistema de transmisión nacional, en un sistema de transmisión regional o en un sistema de distribución local. (Fuente: R CREG 024/95, Art. 1) (Fuente: R CREG 051/09, Art. 3) (Fuente: R CREG 112/98, Art. 1)
ARTÍCULO 1.7. DEFINICIONES. * "Pague lo contratado: Tipo de contrato en el que el comercializador se compromete a pagar
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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. * Pague lo contratado - condicional: Tipo de contrato, que en caso de ser despachado, tiene el tratamiento que se le da a un contrato tipo 'Pague lo contratado'. Este contrato solo se despacha si, con base en el precio (orden de méritos), se requiere total o parcialmente para atender la demanda del comercializador, 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. * Pague lo demandado: 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 máximo). Si el consumo es superior, la diferencia se liquida al precio de la Bolsa correspondiente, según se trate de transacciones domésticas o internacionales. * Demanda comercial doméstica o nacional: Corresponde al valor de la demanda doméstica total del comercializador, afectada con las pérdidas en las redes de Transmisión Regional o de Distribución Local y las pérdidas del STN. * Demanda comercial internacional: Corresponde al valor de la demanda internacional total del comercializador, afectada con las pérdidas en las redes Transmisión Regional o de Distribución Local y las pérdidas del STN. Para la demanda comercial doméstica de cada comercializador, independiente de los tipos de contrato de energía a largo plazo que haya suscrito y en cada período tarifario se realiza el siguiente proceso: * Se toma como base su demanda comercial doméstica calculada. * Se ordenan todos sus contratos con destino a cubrir su demanda comercial doméstica en la siguiente forma: primero se ubican todos los contratos del tipo "Pague lo contratado", después se ordenan por mérito de precio todos los contratos del tipo "Pague lo contratado condicional", a continuación se ubican también en orden ascendente de precios los contratos del tipo "Pague lo demandado". * Se determinan los contratos necesarios para satisfacer la demanda comercial doméstica del comercializador, en el orden descrito anteriormente. * Si la suma de todos los contratos del comercializador es menor o igual a su demanda comercial doméstica, entonces todos los contratos se consideran asignados. * Si los contratos no cubren su demanda comercial doméstica, el comercializador paga la diferencia al precio de la Bolsa para transacciones domésticas en la hora respectiva. * Si hay contratos del tipo "Pague lo contratado condicional" que, de acuerdo con el ordenamiento inicial, no fueron requeridos para atender la demanda comercial doméstica del comercializador, éstos no se consideran despachados.
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* Los contratos tipo "Pague lo contratado" siempre se consideran asignados y si la suma de éstos supera la demanda comercial doméstica del comercializador, este último recibe un pago por la diferencia liquidada al precio de la Bolsa para transacciones domésticas en la hora respectiva. * Si hay uno o más contratos tipo "Pague lo demandado" del mismo precio que conlleven a superar la demanda comercial doméstica del comercializador, entonces se determina la porción de cada contrato asignada en forma proporcional a las magnitudes de los contratos. Para la demanda comercial internacional de cada comercializador, independiente de los tipos de contrato de energía a largo plazo que haya suscrito y en cada período tarifario se realiza el siguiente proceso: * Se toma como base su demanda comercial internacional calculada. * Se ordenan todos sus contratos con destino a cubrir su demanda comercial internacional en la siguiente forma: primero se ubican todos los contratos del tipo "Pague lo contratado", después se ordenan por mérito de precio todos los contratos del tipo "Pague lo contratado condicional", a continuación se ubican también en orden ascendente de precios los contratos del tipo "Pague lo demandado". * Se determinan los contratos necesarios para satisfacer la demanda comercial internacional del comercializador, en el orden descrito anteriormente. * Si la suma de todos los contratos del comercializador es menor o igual a su demanda comercial internacional, entonces todos los contratos se consideran asignados. * Si los contratos no cubren su demanda comercial internacional, el comercializador paga la diferencia al precio de la Bolsa para transacciones internacionales (exportaciones) en la hora respectiva. * Si hay contratos del tipo "Pague lo contratado condicional" que, de acuerdo con el ordenamiento inicial, no fueron requeridos para atender la demanda comercial internacional del comercializador, éstos no se consideran despachados. Los contratos tipo "Pague lo contratado" siempre se consideran asignados y si la suma de éstos supera la demanda comercial internacional del comercializador, este último recibe un pago por la diferencia liquidada al precio de la Bolsa para transacciones internacionales (exportaciones) en la hora respectiva. * Si hay uno o más contratos tipo "Pague lo demandado" del mismo precio que conlleven a superar la demanda comercial internacional del comercializador, entonces se determina la porción de cada contrato asignada en forma proporcional a las magnitudes de los contratos. Para los generadores que aparezcan en el despacho ideal cubriendo demanda nacional y para cada período de liquidación, los contratos asignables a la demanda comercial doméstica y las compras o ventas a la Bolsa que se efectúen por este concepto se determinan en la siguiente forma: * Con base en la programación SIC (despacho ideal), se determina el despacho ideal de cada generador (sumatoria de sus unidades) para atender demanda nacional.
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* Se compara el despacho ideal de cada generador con el total de sus contratos despachados (asignados) para atender demanda nacional. * Si el volumen total de los contratos es mayor que la generación total ideal para el generador en el mercado doméstico, éste es responsable de pagar esta diferencia al precio de la Bolsa para transacciones domésticas en la hora respectiva. * Si el volumen total de los contratos es menor que la generación ideal para el generador en el mercado doméstico, éste recibirá un pago correspondiente a la diferencia, liquidada al precio de la Bolsa para transacciones domésticas en la hora respectiva. Para los generadores que aparezcan en el despacho ideal cubriendo demanda internacional y para cada período de liquidación, los contratos asignables a la demanda comercial internacional y las compras o ventas a la Bolsa que se efectúen por este concepto se determinan en la siguiente forma: * Con base en la programación SIC (despacho ideal), se determina el despacho ideal de cada generador (sumatoria de sus unidades) para atender demanda internacional. * Se compara el despacho ideal de cada generador con el total de sus contratos despachados (asignados) para atender demanda internacional. * Si el volumen total de los contratos es mayor que la generación total ideal para el generador en el mercado internacional, éste es responsable de pagar esta diferencia al precio de la Bolsa para transacciones internacionales en la hora respectiva. * Si el volumen total de los contratos es menor que la generación ideal para el generador en el mercado internacional, éste recibirá un pago correspondiente a la diferencia, liquidada al precio de la Bolsa para transacciones internacionales en la hora respectiva. Los generadores no despachados centralmente y registrados ante el SIC no se consideran para propósitos de fijar Precios en la Bolsa de Energía; sin embargo, la parte de su generación inyectada al sistema (no contratada) debe ser pagada al precio en la Bolsa para transacciones domésticas en la hora respectiva. Los consumos de los generadores y en general la energía que aparece como demanda de los mismos, se liquida al precio en la Bolsa de Energía correspondiente según el tipo de transacción (doméstica o internacional). (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A-3 - DEFINICIONES) (Fuente: R CREG 112/98, Art. 11)
ARTÍCULO 1.8. DEFINICIONES. Areas operativas: 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.
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Capacidad efectiva: 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. Capacidad remanente: 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. Característica de regulación combinada: 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. Centro Nacional de Despacho (CND): Es la dependencia encargada de la planeación, supervisión y control de la operación integrada de los recursos de generación, interconexión y transmisión del Sistema Interconectado Nacional. El Centro está encargado también de dar las instrucciones a los Centros Regionales de Despacho para coordinar las maniobras de las instalaciones con el fin de tener una operación segura, confiable y ceñida al Reglamento de Operación y a todos los acuerdos del Consejo Nacional de Operación. Centro Regional de Despacho (CRD): Es un centro de supervisión y control de la operación de las redes, subestaciones y centrales de generación localizadas en una misma región, cuya función es la de coordinar la operación y maniobras de esas instalaciones con sujeción, en lo pertinente, a las instrucciones impartidas por el Centro Nacional de Despacho, en desarrollo de las previsiones contenidas en el Reglamento de Operación, con el fin de asegurar una operación segura y confiable del sistema interconectado. Código de Redes: Conjunto de reglas, normas, estándares y procedimientos técnicos expedido por la Comisión, a los cuales deben someterse las empresas de servicios públicos del sector eléctrico y otras personas que usen el Sistema de Transmisión Nacional. Consejo Nacional de Operación (CNO): Es el organismo encargado de acordar los aspectos técnicos para garantizar que la operación integrada del SIN sea segura, confiable y económica y ser el órgano ejecutor del Reglamento de Operación y velar por su cumplimiento. Consignación de Emergencia:
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< Es el procedimiento mediante el cual se autoriza, previa declaración del agente responsable, la realización del mantenimiento y/o desconexión 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, de equipos o de instalaciones, no pudiéndose cumplir con el procedimiento de programación del mantenimiento respectivo. Consumo propio: Es el consumo de energía y potencia, requerido por los sistemas auxiliares de una unidad generadora o una subestación. Consignación de equipos: Es el procedimiento mediante el cual se autoriza el retiro de operación de un equipo, una instalación o de parte de ella para mantenimiento. Consignación nacional: Es el nombre que se da al mantenimiento de los equipos del SIN, cuya indisponibilidad afecta los límites de intercambio de las áreas operativas, las generaciones mínimas de seguridad de las plantas térmicas e hidráulicas, disminuye la confiabilidad de la operación del SIN, o cuando limitan la atención de la demanda. Costo incremental: Es el costo en que incurre un generador para incrementar o disminuir su producción en una unidad. Costo incremental de racionamiento: Es el costo económico en que se incurre cuando se deja de atender una unidad de demanda. Costo incremental operativo de racionamiento de energía: 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.
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Costo marginal del sistema: 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. Costos terminales: Son los costos de oportunidad del agua almacenada en los embalses que representan la operación de un sistema en un horizonte futuro. Criterio de estabilidad de estado estacionario: 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. Criterio de estabilidad transitoria: 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. Demanda horaria modificada: Es la demanda horaria modificada por racionamientos programados. Despacho central: 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. Disponibilidad para generación: Es la máxima cantidad de potencia neta (MW) que un generador puede suministrar al sistema durante un intervalo de tiempo determinado. Disponibilidad declarada para el despacho económico y redespacho: 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. Despejar campos: Maniobra que consiste en abrir los seccionadores adyacentes al interruptutor de un campo que fue abierto previamente. Documento de parámetros técnicos del SIN:
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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. Estado de alerta: 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. Estado de emergencia: Es el estado de operación que se alcanza cuando se violan los límites de seguridad del sistema de potencia o que no se puede atender totalmente la demanda. Estatismo: Es la variación porcentual de la frecuencia por cada unidad de variación porcentual de la carga en un generador. Etapa de pruebas: 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. Factor de diversidad: 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. Frecuencia de mantenimientos: Es la periodicidad con la cual se efectúan mantenimientos programados a los equipos del SIN. Se mide en horas de operación. Frecuencia de utilización: 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. Generación bruta: Es la generación de la planta medida por contadores instalados en los bornes del generador. Generación neta: Es la generación entregada por una planta al SIN en el punto de conexión. Generación mínima por seguridad: Es la mínima generación requerida para soportar la tensión y aliviar sobrecargas en alguna
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zona del STN, STR o Sistema de Distribución Local. Generación mínima técnica: Es la mínima generación que puede tener una unidad de generación en condiciones normales de operación. En el Documento de Parámetros Técnicos del SIN se presentan las generaciones mínimas técnicas. Estos valores deben ser registrados y validados por las empresas ante el CND. Horas de desconexión forzada: Es el número de horas que un equipo del SIN permanece fuera de servicio por razones de fallas. Horas de desconexión programada: Es el número de horas que un equipo del SIN permanece fuera de servicio por razones de mantenimientos programados. Horizonte del planeamiento operativo: 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. Indisponibilidad de corto plazo de unidades generadoras (ICP): Es la parte de la indisponibilidad histórica para cada unidad generadora ocasionada por eventos diferentes a mantenimientos programados en los últimos tres (3) años. Se calcula a partir de la fórmula : (1-IH) = (1-ICP)(1-IMP) Este cálculo se efectúa sobre las horas de máxima demanda para análisis de potencia (ICPP) y sobre todas las horas del período para análisis energéticos (ICPE). Se expresa en por unidad de su capacidad efectiva y se revalúa estacionalmente. Se utiliza para modelar la disponibilidad de unidades de generación en las metodologías de Largo Plazo durante el primer año del horizonte y en el segundo horizonte del Mediano Plazo. Indisponibilidad histórica de unidades generadoras (IH): Es la indisponibilidad para cada unidad generadora ocasionada por limitaciones de su capacidad efectiva y por desconexiones programadas o no programadas durante los tres (3) últimos años. Se calcula como la diferencia entre la capacidad efectiva de la unidad generadora y la capacidad disponible horaria de la unidad, promediada sobre los tres (3) últimos años. Se evalúa sobre todas las horas de máxima demanda de los tres últimos años para análisis de potencia (IHP) y sobre todas las horas para análisis energéticos (IHE).
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Se expresa en por unidad (p.u.) de su capacidad efectiva y se utiliza para modelar la disponibilidad de las unidades de generación en las metodologías de Largo Plazo durante los meses posteriores al primer año del horizonte. Indisponibilidad por mantenimientos históricos programados (IMP): 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). Inflexibilidad de unidades: 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. Límite de confiabilidad de energía: 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. Límite de confiabilidad de potencia: Es el máximo nivel aceptable de riesgo en el suministro de la demanda de potencia. Este nivel de riesgo se mide con el índice valor esperado de racionamiento de potencia (VERP), expresado en términos de porcentaje de la demanda mensual de potencia y tiene un valor del 1%, obtenido como el máximo valor en el cual se puede reducir la demanda de potencia mediante reducción de voltaje y frecuencia sin desconexión de circuitos. Para el valor esperado de racionamiento de potencia a Corto Plazo (VERPC) se adoptó un límite equivalente al 1% del (VERP) a Largo Plazo. Mantenimiento programado: 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.
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Modo jerárquico de AGC: Es el modo de regulación de frecuencia en el cual más de un agente generador (Planta y/o Unidad) comparte la regulación secundaria de la frecuencia, con factores de participación resultantes de la aplicación del procedimiento establecido en el Capítulo 7.1.5.4. Nivel máximo físico: Es la capacidad de almacenamiento de agua en un embalse. Nivel máximo operativo: Es el volumen de agua resultante de la diferencia entre el volumen útil y el volumen de espera. Nivel mínimo físico: Es la cantidad de agua almacenada que por condiciones de su captación no es posible utilizar para la generación de energía eléctrica. Nivel mínimo operativo inferior: 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. Nivel mínimo operativo superior: Es un límite operativo de un embalse, por debajo del cual la energía almacenada solo se permite utilizar si todos las unidades térmicas están despachados. Niveles mínimos operativos de embalses: Son niveles mensuales de embalses que constituyen una reserva energética para cubrir condiciones predeterminadas de confiabilidad. Número de salidas: Es el número de veces en las cuales una unidad de generación ha presentado salidas forzadas dentro del período analizado. Operación integrada: 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. Período de regulación: Es el mínimo período de tiempo durante el cual las decisiones de descarga de un embalse efectuadas al principio de ese período no afectan las decisiones de descarga del mismo embalse que se efectúan con posterioridad al período. Período de resolución:
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Es la unidad de tiempo utilizada en cada una de las metodologías empleadas para planear la operación. Períodos estacionales: a) Verano: comprendido entre diciembre 1 y abril 30. b) Invierno: comprendido entre mayo 1 y noviembre 30. Plantas centralmente despachadas: 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. Programa despacho económico horario: Es el programa de generación de las unidades SIN en cada una de las horas del día, producido por el Despacho Económico. Regulación Automática de Generación (AGC): Es un sistema para el control de la regulación secundaria, usado para acompañar las variaciones de carga a través de la generación, controlar la frecuencia dentro de un rango de operación y los intercambios programados. El AGC, puede programarse en modo centralizado, descentralizado o jerárquico. Regulación primaria: Es la variación inmediata de la potencia entregada por el generador como respuesta a cambios de frecuencia en el sistema. Regulación secundaria: Es el ajuste automático o manual de la potencia del generador para restablecer el equilibrio carga-generación. Reserva de regulación primaria: Es aquella Reserva Rodante en las plantas que responden a cambios súbitos de frecuencia en un lapso de 0 a 10 segundos. La variación de carga de la planta debe ser sostenible al menos durante los siguientes 30 segundos. Reserva de regulación secundaria: Es aquella Reserva Rodante en las plantas que responden a la variación de generación y que debe estar disponible a los 30 segundos a partir del momento en que ocurra el evento. Debe poder sostenerse al menos durante los siguientes 30 minutos de tal forma que tome la variación de las generaciones de las plantas que participaron en la regulación primaria. Reserva operativa:
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Es la diferencia entre la suma de las capacidades disponibles de las unidades generadoras y la suma de la generación programada de las mismas en la hora considerada. Reserva rodante: Es la parte de la reserva operativa ubicada en plantas que están operando y puedan responder a cambios de generación en períodos de hasta 30 segundos. Restablecimiento: Es el procedimiento empleado para llevar al sistema de potencia de un estado de emergencia al estado normal de operación. Salida forzada: Es la desconexión intempestiva de un equipo por falla o defecto del propio equipo o de cualquier otro. Servicios auxiliares: Son equipos que participan en el funcionamiento de los generadores y subestaciones, actuando en la alimentación de los equipos de mando y control de los mismos. Servicios asociados de generación de energía. Son servicios asociados con la actividad de generación los que prestan las empresas generadoras con sus unidades conectadas al Sistema Interconectado Nacional para asegurar el cumplimiento de las normas sobre calidad, confiabilidad y seguridad en la prestación del servicio. Incluye entre otros, la generación de potencia reactiva, la Reserva Primaria y de AGC, de acuerdo con las normas respectivas establecidas en el Reglamento de Operación. Sincronización: Es la conexión de dos sistemas de corriente alterna que están operando de forma separada. Sistema Interconectado Nacional (SIN): Es el sistema compuesto por los siguientes elementos conectados entre sí: las plantas de generación, el Sistema de Transmisión Nacional (STN), los Sistemas de Transmisión Regional (STRs), los Sistemas de Distribución Local, subestaciones y equipos asociados y las cargas eléctricas de los usuarios, conforme a la Ley 143 de 1994. Sistema de Transmisión Nacional (STN): Es el sistema de transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas y subestaciones con sus equipos asociados, transformadores con sus respectivos módulos de conexión, que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV. Sistema de Transmisión Regional (STR): Es el sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes regionales o interregionales de transmisión, conformado por el conjunto de líneas y
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subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV y que no pertenecen a un sistema de distribución local. Sistema de Distribución Local: Es el sistema de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes de distribución municipales o distritales, conformado por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV que no pertenecen a un sistema de transmisión regional por estar dedicadas al servicio de un sistema de distribución municipal, distrital o local. Tasa de salidas forzadas: Es el número de salidas forzadas por hora de servicio. Unidades Elegibles para Reserva Rodante: Son aquellas unidades que cumplan con la definición de Reserva Rodante. En el Documento de Parámetros Técnicos del SIN, se presentan las unidades elegibles para Reserva Rodante. Unidades elegibles para el AGC: Son aquellas unidades que cumplan con la definición de AGC y con los requerimientos del Capítulo 7.1.5.4. Valor Esperado de Racionamiento: Es el índice de confiabilidad de suministro de demanda que se obtiene como la sumatoria, para todos los casos considerados, del producto entre la magnitud del déficit en cada caso y la probabilidad de ocurrencia del caso. Valor Esperado de Racionamiento de Energía (VERE): Es el racionamiento promedio esperado de energía en un mes determinado y se expresa en (GWh) o en porcentaje de la demanda mensual de energía. Valor Esperado de Racionamiento de Energía Condicionado (VEREC): Es el racionamiento promedio de energía de los casos con déficit en un mes determinado y se expresa en (GWh) o en porcentaje de la demanda mensual de energía. Valor Esperado de Racionamiento de Energía Estacional: Es la suma en (GWh) del valor esperado de racionamiento de energía (VERE) para todos los meses de la estación. Valor Esperado de Racionamiento de potencia (VERP): Es el racionamiento promedio esperado de potencia en un mes determinado y se expresa en (MW) o en porcentaje de la demanda de potencia mensual. Valor esperado de racionamiento de potencia a corto plazo (VERPC):
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Es el racionamiento esperado de potencia evaluado para períodos de una hora. Ventanas de mantenimiento: Es el intervalo de tiempo (horas), dentro del cual se puede adelantar o atrasar el inicio de un mantenimiento preventivo requerido por una línea, transformador o unidad de generación. Volumen de espera: Es el espacio reservado en el embalse para amortiguar determinadas crecientes de los ríos que alimentan el embalse. Volumen util: Es el volumen de agua resultante de la diferencia entre el máximo físico y el nivel mínimo físico del embalse. (Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 1.3) (Fuente: R CREG 159/08, Art. 1) (Fuente: R CREG 065/00, Art. 1) (Fuente: R CREG 083/99, Art. 3) (Fuente: R CREG 113/98, Art. 1) (Fuente: R CREG 112/98, Art. 16) (Fuente: R CREG 112/98, Art. 15) (Fuente: R CREG 198/97, Art. 2)
ARTÍCULO 1.9. DEFINICIONES. Para los efectos de esta resolución se adoptan las
definiciones establecidas en otras normas del mercado mayorista y la siguiente: Energía propia: 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 económica 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. Siempre que una empresa se encuentre en cualquiera de los casos que constituyen vinculación económica según la legislación comercial y tributaria, se entenderá que desarrolla en forma combinada la actividad de generación con la de comercialización o distribución comercialización. (Fuente: R CREG 020/96, Art. 1)
ARTÍCULO 1.10. DEFINICIONES ESPECIALES. En concordancia con las definiciones adoptadas en el Artículo No 11 de la Ley 143 de 1994, se tendrán en cuenta las siguientes : Centro Regional de Despacho (CRD). Es un centro de supervisión y control de la operación de las redes, subestaciones y centrales de generación localizadas en una misma región, cuya función es la de coordinar la operación y maniobras de esas instalaciones, con sujeción, en lo pertinente, a las instrucciones impartidas por el Centro Nacional de Despacho, en desarrollo de las previsiones contenidas en el Reglamento de Operación, con en fin de asegurar una operación segura y confiable del sistema interconectado. Centro Nacional de Despacho (CND). Es la dependencia encargada de la planeación, supervisión y control de la operación integrada de los recursos de generación, interconexión y
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transmisión del sistema interconectado nacional. Está igualmente encargado de dar las instrucciones a los Centros Regionales de Despacho para coordinar las maniobras de las instalaciones con el fin de tener una operación segura, confiable y ceñida al reglamento de operación y a todos los acuerdos del Consejo Nacional de Operación. (Fuente: R CREG 054/96, Art. 1)
ARTÍCULO 1.11. DEFINICIONES. Para efectos de la presente Resolución y en general para interpretar las disposiciones aplicables a la actividad de generación con plantas menores, se adoptan las siguientes definiciones: Bolsa de Energía. 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. Despacho Central: 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. Generación con Plantas Menores: Es la generación producida con plantas con capacidad efectiva menor a 20 MW, operadas por empresas generadoras, productores marginales o productores independientes de electricidad y que comercializan esta energía con terceros, o en el caso de las empresas integradas verticalmente, para abastecer total o parcialmente su mercado. La categoría de Generación con Plantas Menores y la de Autogenerador son excluyentes. El régimen de estos últimos es el contenido en la Resolución CREG-084 del 15 de octubre de 1996
. Mercado Mayorista: 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. Productor Marginal o Productor Independiente: 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. Red Pública: Aquella que utilizan dos o independientemente de la propiedad de la red.
más
personas
naturales
o
jurídicas,
Sistema Interconectado Nacional (SIN): Es el sistema compuesto por los siguientes elementos conectados entre sí: las plantas y equipos de generación, la red de interconexión, las redes regionales e interregionales de transmisión, las redes de distribución y las cargas eléctricas de los usuarios, conforme a lo definido en la Ley 143 de 1994.
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Sistema de Transmisión Nacional (STN): Es el sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, con sus correspondientes módulos de conexión, que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV. Sistema de Transmisión Regional (STR): Sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes regionales o interregionales de transmisión; conformado por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV y que no pertenecen a un sistema de distribución local. Sistema de Distribución Local (SDL): Sistema de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes de distribución municipales o distritales; conformado por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV que no pertenecen a un sistema de transmisión regional por estar dedicadas al servicio de un sistema de distribución municipal, distrital o local. (Fuente: R CREG 086/96, Art. 1)
ARTÍCULO 1.12. DEFINICIONES. Para efectos de la presente resolución, y de las demás reglamentaciones que desarrollen aspectos relacionados con el mercado mayorista de energía eléctrica, se tendrán en cuenta las siguientes definiciones generales: Restricción Global. Generación requerida para dar soporte de tensión o estabilidad al Sistema de Transmisión Nacional (220 kV o más). Restricción Regional. Generación requerida por restricciones de transformación, soporte regional de tensión, o estabilidad de Sistemas de Transmisión regional y/o Distribución Local. (Fuente: R CREG 099/96, Art. 1)
ARTÍCULO 1.13. DEFINICIONES. Para la aplicación de la presente resolución y de las normas que expida la Comisión de Regulación de Energía y Gas en materia de concentración de la propiedad, promoción de la competencia y prevención del abuso de posición dominante, se adoptan las siguientes definiciones: Beneficiario Real: De acuerdo con lo dispuesto en el artículo 37 de la Ley 142 de 1994, es la persona o grupo de personas naturales o jurídicas sin importar su naturaleza, que se benefician de acuerdos, transacciones u operaciones relacionados con su participación directa o indirecta en las actividades generación, transmisión, distribución y comercialización. Capacidad Efectiva Neta: 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. Se calcula como la Capacidad Nominal menos el Consumo Propio de la planta y/o unidad de generación. Capacidad Nominal: Es la rata continua a plena carga de una Unidad o Planta de Generación bajo las condiciones especificadas según diseño del fabricante. Es la capacidad usualmente indicada en una placa mecánicamente vinculada al dispositivo de Generación. Capacidad Efectiva Neta Equivalente: Es el resultado de multiplicar la Capacidad Efectiva Neta del Sistema Interconectado Nacional por el resultado de aplicar lo dispuesto en el Artículo 7o.
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de la presente Resolución. Comercialización de electricidad: 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. Comercializador de electricidad: Persona natural o jurídica que comercializa electricidad, bien en forma exclusiva o combinada con otra u otras actividades del sector eléctrico, cualquiera de ellas sea la actividad principal. Consumo Propio: Es el consumo de energía y potencia requerido por los sistemas auxiliares de una unidad generadora de una planta y/o unidad de generación. Demanda Máxima Mensual de Energía. Es la máxima generación real horaria total presentada en el mes en los periodos comprendidos entre las 18:00 y 21:00 horas. Demanda Máxima Promedio Anual de Energía. Es el promedio de las Demandas Máximas Mensuales de Energía del año calendario inmediatamente anterior. Disponibilidad Promedio Anual. Es el promedio de las Disponibilidades Promedios Mensuales del año calendario inmediatamente anterior. Disponibilidad Promedio Mensual. Es el promedio mensual de las disponibilidades comerciales horarias de potencia en los periodos comprendidos entre las 18:00 y 21:00 horas. Distribución de electricidad: 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. Distribuidor de electricidad. 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. Empresa: Persona natural o jurídica que, según lo dispuesto por el Artículo 15 y el Parágrafo 1 del Artículo 17 de la ley 142 de 1994, desarrolla la actividad de generación, transmisión, distribución o comercialización de energía eléctrica, bien sea que desarrolle una de esas actividades en forma exclusiva o en forma combinada con otras actividades del sector eléctrico, cualquiera de ellas sea la actividad principal. El concepto Empresa comprende a la persona natural o jurídica que presta las actividades enunciadas en el inciso anterior y a sus Inversionistas y Empresas Controladas y no Controladas en la forma como se definen en esta Resolución, salvo que exista norma expresa en esta Resolución que disponga lo contrario. Cuando el prestador de esa actividad sea una entidad pública, la condición de vinculación o subordinación económica se determinará frente a la Nación, al departamento, al distrito, o al municipio, según el orden territorial al cual pertenezca, y a las entidades descentralizadas del respectivo orden territorial.
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Franja de Potencia. Es el resultado de sustraer la Demanda Máxima Promedio Anual de Energía de la Disponibilidad Promedio Anual. Generador: 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. Inversionista: Toda persona natural o jurídica que, directa o indirectamente, participa en el capital o es propietario o copropietario de una Empresa. Participación en el Capital o en la Propiedad. Es la parte del capital o de la propiedad de una Empresa, representada en acciones o aportes, que tiene o pertenece, directa o indirectamente, a una persona natural o jurídica cualquiera sea su naturaleza. Participación en el Mercado. 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 presente Resolución. Servicio público de electricidad o de energía eléctrica: Comprende las actividades de generación, interconexión, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica, de acuerdo con el artículo 1o de la Ley 143 de 1994 y el numeral 14.25 de la Ley 142 de 1994. Sistema de Distribución Local (SDL). Sistema de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes de distribución municipales o distritales; conformado por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV que no pertenecen a un Sistema de Transmisión Regional por estar dedicadas al servicio de un sistema de distribución municipal, distrital o local. Sistema de Transmisión Regional (STR): Sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes regionales o interregionales de transmisión; conformado por el conjunto de líneas y subestaciones con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV y que no pertenecen a un Sistema de Distribución Local. Sistema Interconectado Nacional: Sistema compuesto por los siguientes elementos conectados entre sí: las plantas y equipos de generación, la red de interconexión, las redes regionales e interregionales de transmisión, las redes de distribución y las cargas eléctricas de los usuarios, según lo previsto por el artículo 11 de la Ley 143 de 1994. (Fuente: R CREG 128/96, Art. 2) (Fuente: R CREG 042/99, Art. 1)
ARTÍCULO 1.14. Con el fin de interpretar las disposiciones contenidas en el Código de Conexión (Título 7.1.4) y demás normas que lo adicionen o modifiquen, en lo que se refiere a los parámetros para el funcionamiento de los enlaces entre el CND y los CRDïs, se establecen las siguientes definiciones: Enlace: Hace referencia al conjunto de componentes físicos que permiten la transmisión e intercambio de información entre Centros de Control (Computadores, programas computacionales asociados, terminales de comunicación, etc.), así como al canal de telecomunicación.
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Canal: Medio físico de telecomunicación que permite la transmisión e intercambio de información entre Centros de Control. Disponibilidad Promedio Semanal: Porcentaje promedio semanal del tiempo durante el cual, todos los componentes de un Enlace se encuentran activos y en correcto estado de funcionamiento de manera simultánea. (Fuente: R CREG 002/97, Art. 1)
ARTÍCULO 1.15. DEFINICIONES. Para los efectos de esta resolución se adoptan las siguientes definiciones: Actividad de Comercialización de Energía Eléctrica: Actividad consistente en la compra de energía eléctrica en el mercado mayorista y su venta a los usuarios finales, bien sea que esa actividad se desarrolle o no en forma combinada con otras actividades del sector eléctrico, cualquiera sea la actividad principal. Cargo de Conexión: Suma que el usuario paga para cubrir los costos en que se incurre por conectarlo al servicio de electricidad. En resolución separada la Comisión aprobará ese cargo. Comercializador de Energía Eléctrica: Persona natural o jurídica que comercializa electricidad, bien como actividad exclusiva o en forma combinada con otras actividades del sector eléctrico, cualquiera de ella sea la actividad principal. Salvo que esta resolución exprese otra cosa, cuando se haga referencia a "comercializador" o "prestador del servicio", se entenderá que se hace mención a las personas que, según las Leyes 142 y 143 de 1994, pueden desarrollar la actividad de comercializar energía eléctrica a usuarios finales regulados. Contribución: Suma que el usuario paga al comercializador por encima del costo del servicio, destinada a financiar subsidios, según las normas pertinentes. Costo de Prestación del Servicio:. Es el costo económico de prestación del servicio que resulta de aplicar: a) las fórmulas generales de costos establecidas en el Título 6.16.1, sin afectarlo con subsidios ni contribuciones, y b) el costo de comercialización particular aprobado por la Comisión para un determinado prestador del servicio, de acuerdo con el anexo número dos de la presente resolución . Sobre el costo de prestación del servicio se determina el valor de la tarifa aplicable al suscriptor o usuario. Estructura Tarifaria: El conjunto de cargos previstos en la Resolución CREG-113 de 1996 . Fórmulas Generales para Determinar el Costo de Prestación del Servicio: 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. Libertad Regulada: 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 servicio público 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 esta
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resolución. Mercado de Comercialización: es el conjunto de usuarios regulados conectados a un mismo sistema de transmisión regional y/o distribución local. Sistema Interconectado Nacional: Sistema compuesto por los siguientes elementos conectados entre sí: las plantas y equipos de generación, la red de interconexión, las redes regionales e interregionales de transmisión, las redes de distribución y las cargas eléctricas de los usuarios. Subsidio: Diferencia entre lo que el usuario paga al comercializador por el servicio y el costo de éste, cuando tal costo es mayor al pago que realiza el usuario. (Fuente: R CREG 031/97, Art. 1)
ARTÍCULO 1.16. DEFINICIONES. Para los efectos de la presente resolución se aplicarán las definiciones consagradas en las Leyes 142 y 143 de 1994, en sus disposiciones reglamentarias, y en especial las siguientes: ABONO. Cantidad de dinero que un suscriptor o usuario entrega en forma anticipada a la empresa, para abonar a la factura de servicios públicos, porque el suscriptor o usuario desea pagar por el servicio en esa forma, en las condiciones generales de prestación del servicio. ACOMETIDA: Derivación de la red local del servicio respectivo que llega hasta el registro de corte del inmueble. En edificios de propiedad horizontal o condominios, la acometida llega hasta el registro de corte general. ACOMETIDA FRAUDULENTA: Cualquier derivación de la red local, o de otra acometida del correspondiente servicio, efectuada sin autorización del prestador del servicio. ACTIVACIÓN DEL PREPAGO. Momento en el cual la empresa a través del mecanismo que tenga establecido para tal fin, pone a disposición del usuario la cantidad de energía eléctrica o gas prepagada a que tiene derecho por el pago ya realizado. CARGA O CAPACIDAD INSTALADA: Es la capacidad nominal del componente limitante de un sistema. CENTRO DE MEDICION DE GAS : Conjunto de elementos formados por el medidor de gas, el regulador de presión y la válvula de corte general. COMERCIALIZACION DE ENERGIA ELECTRICA: 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. COMERCIALIZACION DE GAS COMBUSTIBLE: Actividad de compra y venta de gas combustible en el mercado mayorista y su venta con destino a otras operaciones en dicho mercado o a los usuarios finales, regulados o no regulados. Quien desarrolla esta actividad se denomina comercializador de gas combustible. COMPONENTE LIMITANTE: Es el componente que forma parte de un sistema y que determina la máxima capacidad a operar.
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CONSUMO: 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 presente resolución. Para el servicio de energía eléctrica, también se podrá medir el consumo en Amperios-hora, en los casos en que la Comisión lo determine. CONSUMO ANORMAL: 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. CONSUMO DE ENERGÍA REACTIVA: 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. CONSUMO ESTIMADO: 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. CONSUMO FACTURADO: 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. CONSUMO MEDIDO: 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. CONSUMO NO AUTORIZADO: 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. Consumo Prepagado. 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. CONSUMO PROMEDIO: Es el que se determina con base en el consumo histórico del usuario en los últimos seis meses de consumo. CORTE DEL SERVICIO: 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. DISTRIBUCION DE ENERGIA ELECTRICA. 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.
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DISTRIBUCION DE GAS COMBUSTIBLE: Es la prestación del servicio público domiciliario de gas combustible a través de redes de tubería u otros medios, de conformidad con la definición del numeral 14.28 de la Ley 142 de 1994. Quien desarrolla esta actividad se denomina distribuidor de gas combustible. Para los propósitos de esta resolución, cuando se haga mención del distribuidor de gas combustible, se entenderá referido a la distribución a través de redes físicas, a menos que se indique otra cosa. EQUIPO DE MEDIDA: Conjunto de dispositivos destinados a la medición o registro del consumo. FACTURACION: Conjunto de actividades que se realizan para emitir la factura, que comprende: lectura, determinación de consumos, revisión previa en caso de consumos anormales, liquidación de consumos, elaboración y entrega de la factura. FACTURA DE SERVICIOS PUBLICOS: 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. INQUILINATO: Edificación clasificada en los estratos socioeconómicos 1, 2 ó 3, con una entrada común desde la calle, que aloja tres o más hogares que comparten los servicios públicos domiciliarios y los servicios sanitarios. LECTURA: Registro del consumo que marca el medidor. MEDIDOR DE CONEXION DIRECTA: Es el dispositivo que mide el consumo y se conecta a la red eléctrica sin transformadores de medida. MEDIDOR DE CONEXION INDIRECTA: Es el dispositivo de energía que se conecta a la red a través de transformadores de tensión y/o corriente. MEDIDOR DE GAS : Dispositivo que registra el volumen de gas que ha pasado a través de él. MEDIDOR PREPAGO: 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. NIVELES DE TENSION: Para el servicio público domiciliario de energía eléctrica, se definen los siguientes niveles de tensión, a uno de los cuales se pueden conectar, directa o indirectamente, los equipos de medida: 1. Nivel 1: Tensión nominal inferior a un (1) kilovoltio (kV), suministrado en la modalidad trifásica o monofásica. 2. Nivel 2: Tensión nominal mayor o igual a un (1) kilovoltio (kV) y menor a treinta (30) kV, suministrado en la modalidad trifásica o monofásica. 3. Nivel 3: Tensión nominal mayor o igual a treinta (30) kilovoltio (kV) y menor a sesenta y dos (62) kV, suministrado en la modalidad trifásica.
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4. Nivel 4: Tensión nominal mayor o igual a sesenta y dos (62) kilovoltio (kV), suministrado en la modalidad trifásica. PERIODO DE FACTURACION: Lapso entre dos lecturas consecutivas del medidor de un inmueble, cuando el medidor instalado no corresponda a uno de prepago. PREPAGO: Compra de energía con anterioridad a su consumo, en un sistema de comercialización prepago. PRESTADOR DE SERVICIOS PUBLICOS: 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". RED LOCAL O DE DUCTOS: Es el conjunto de redes o tuberías que conforman el sistema de suministro del servicio público a una comunidad, del que se derivan las acometidas de los inmuebles. RED INTERNA: Es el conjunto de redes, tuberías, accesorios y equipos que integran el sistema de suministro del servicio público al inmueble a partir del medidor, o, en el caso de los suscriptores o usuarios sin medidor, a partir del registro de corte del inmueble. Para edificios de propiedad horizontal o condominios, es aquel sistema de suministro del servicio al inmueble a partir del registro de corte general, cuando lo hubiere. RECONEXION DEL SERVICIO: Restablecimiento del suministro del servicio público cuando previamente se ha suspendido. REINSTALACION DEL SERVICIO: Restablecimiento del suministro del servicio público cuando previamente se ha efectuado su corte. SERVICIO PUBLICO DOMICILIARIO DE ENERGIA ELECTRICA: Es el transporte de energía eléctrica desde las redes regionales de transmisión hasta el domicilio del usuario final, incluida su conexión y medición. SERVICIO PUBLICO DOMICILIARIO DE GAS COMBUSTIBLE: Es el conjunto de actividades ordenadas a la distribución de gas combustible, por tubería u otro medio, desde un sitio de acopio de grandes volúmenes o desde un gasoducto central hasta la instalación de un consumidor final, incluyendo su conexión y medición. SISTEMA DE COMERCIALIZACIÓN PREPAGO: Modalidad de prestación del servicio de comercialización de energía eléctrica o de gas combustible al usuario final, que no requiere las actividades de lectura del medidor, reparto de facturación al domicilio y gestión de cartera en relación con el consumo, por cuanto el consumo se ha prepagado. Sistema de medición prepago. Es el conjunto de hardware y software que permite el funcionamiento de un Sistema de Comercialización Prepago. SUSCRIPTOR: Persona natural o jurídica con la cual se ha celebrado un contrato de condiciones uniformes de servicios públicos. SUSCRIPTOR POTENCIAL: Persona que ha iniciado consultas para convertirse en usuario
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de los servicios públicos. SUSPENSIÓN DEL SERVICIO: Interrupción temporal del suministro del servicio público respectivo, por alguna de las causales previstas en la ley o en el contrato. En el caso de usuarios atendidos a través de un sistema de comercialización prepago, la no disponibilidad del servicio por no activación del prepago no se considerará suspensión del servicio. USUARIO: Persona natural o jurídica que se beneficia con la prestación de un servicio público, bien como propietario del inmueble en donde este se presta, o como receptor directo del servicio. A este último usuario se denomina también consumidor. (Fuente: R CREG 108/97, Art. 1) (Fuente: R CREG 096/04, Art. 1) (Fuente: R CREG 047/04, Art. 2) (Fuente: R CREG 047/04, Art. 1)
ARTÍCULO 1.17. DEFINICIONES. Para los efectos de esta resolución se adoptan las siguientes definiciones: Conexión: 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. Servicio de Conexión: es el conjunto de actividades mediante las cuales se realiza la Conexión. Estas actividades incluyen los siguientes conceptos: Estudio de la Conexión, Suministro del Medidor y de los Materiales de la Acometida, Ejecución de la Obra de Conexión, Instalación y Calibración Inicial del Medidor de Energía cuando se trata de un equipo de medición de tipo electromecánico, y Revisión de la Instalación de la Conexión, incluida la Configuración y/o Programación del Medidor de Energía cuando el aparato de medición es de tipo electrónico. Servicios Complementarios de la Conexión: Corresponden a la Calibración del Equipo de Medida posterior a la calibración inicial, cuando el aparato de medición es de tipo electromecánico, la Reconexión y la Reinstalación del servicio de electricidad cuando sea del caso. Prestador del Servicio de Conexión: Es la empresa comercializadora. Estudio Preliminar: 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. Estudio de Conexión Particularmente Complejo: 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 225/97, Art. 1)
ARTÍCULO 1.18. DEFINICIONES. Para efectos de la presente resolución se aplicarán las
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definiciones consagradas en las Leyes 142 y 143 de 1994, en sus disposiciones reglamentarias, y en especial las siguientes: AGENTE ECONOMICO: Cualquiera de las personas a las que se refiere el artículo 7o de la Ley 143 de 1994. Se incluye para estos efectos, a los Usuarios No-regulados. ARBITRAJE: Es un mecanismo alternativo de solución de conflictos, en el cual se ejercen funciones jurisdiccionales. COMISION: La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), organizada como Unidad Administrativa Especial del Ministerio de Minas y Energía, según lo previsto en la Ley 143 de 1994. SERVICIO PUBLICO DOMICILIARIO DE ENERGIA ELECTRICA: Comprende las actividades de generación, interconexión, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica, de acuerdo con el artículo 1o. de la Ley 143 de 1.994. USUARIO NO REGULADO: Para todos los efectos regulatorios, es una persona natural o jurídica con una demanda máxima superior a una valor en MW o a un consumo mensual mínimo de energía en Mwh, definidos por la Comisión, por instalación legalizada, a partir de la cual no utiliza redes públicas de transporte de energía eléctrica y la utilizan en un mismo predio o en predios contiguos. Sus compras de electricidad se realizan a precios acordados libremente entre el comprador y el vendedor. (Fuente: R CREG 067/98, Art. 1)
ARTÍCULO 1.19. DEFINICIONES. Para los efectos del presente Reglamento se aplicarán las definiciones consagradas en las Leyes 142 y 143 de 1994, en sus disposiciones reglamentarias, y en especial las siguientes: Activos de Conexión. Son aquellos activos que se requieren para que un Generador, un Usuario u otro Transmisor, se conecte físicamente al Sistema de Transmisión Nacional, a un Sistema de Transmisión Regional, o a un Sistema de Distribución Local. Acometida. 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. Agentes del Sistema Interconectado Nacional (Agentes). Personas que realizan por lo menos una actividad del sector eléctrico (generación, transmisión, distribución, comercialización). ANSI. American National Standars Institute. ASME. American Society of Mechanical Engineers. ASTM. American Society for Testing and Materials. Autogenerador. Persona que produce energía eléctrica exclusivamente para atender sus propias necesidades. Por lo tanto, no usa la red pública para fines distintos al de obtener
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respaldo del SIN y puede o no, ser el propietario del sistema de generación. Carga o Capacidad Instalada. Es la carga instalada o capacidad nominal que puede soportar el componente limitante de una instalación o sistema eléctrico. Centro de Control. Se entiende como Centro de Control, el Centro Nacional de Despacho (CND), un Centro Regional de Despacho (CRD) o un Centro Local de Distribucón (CLD), según el caso. Centro Nacional de Despacho (CND). Es la dependencia encargada de la planeación, supervisión y control de la operación integrada de los recursos de generación, interconexión y transmisión del Sistema Interconectado Nacional. El Centro también está encargado de dar las instrucciones a los Centros Regionales de Despacho para coordinar las maniobras de las instalaciones con el fin de tener una operación segura, confiable y ceñida al Reglamento de Operación y a todos los acuerdos del Consejo Nacional de Operación. Centro Regional de Despacho (CRD). Es un centro de supervisión y control de la operación de las redes, subestaciones y centrales de generación localizadas en una misma región, cuya función es la de coordinar la operación y maniobra de esas instalaciones con sujeción, en lo pertinente, a las instrucciones impartidas por el Centro Nacional de Despacho, en desarrollo de las previsiones contenidas en el Reglamento de Operación, con el fin de asegurar una operación segura y confiable del Sistema Interconectado Nacional. CIE. Commission International d' Eclairage. Circuito. Para propósitos de este Reglamento 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 de este Reglamento, cada sección o tramo se considerará como un Circuito. Clase de Precisión. 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. Código de Redes. Conjunto de reglas, normas, estándares y procedimientos técnicos expedido por la Comisión de Regulación de Energía y Gas a los cuales deben someterse las empresas de servicios públicos del sector eléctrico y otras personas que usen el Sistema de Transmisión Nacional, de acuerdo con lo establecido en la Ley 143 de 1994. Cogeneración. Proceso de producción combinada de energía eléctrica y energía térmica, que hace parte del proceso productivo cuya actividad principal no es la producción de energía eléctrica, destinadas ambas al consumo propio o de terceros y cuya utilización se efectúa en procesos industriales o comerciales. Cogenerador. Persona que produce energía utilizando un proceso de cogeneración, y puede o no, ser el propietario del sistema de cogeneración. Comercialización de Energía Eléctrica. Actividad consistente en la compra y venta de
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energía eléctrica en el mercado mayorista y su venta con destino a otras operaciones en dicho mercado o a los Usuarios finales. Comercializador. Persona cuya actividad principal es la comercialización de energía eléctrica. Consejo Nacional de Operación (CNO). Es el organismo encargado de acordar los aspectos técnicos para garantizar que la operación integrada del SIN sea segura, confiable y económica, y ser el órgano ejecutor del Reglamento de Operación y velar por su cumplimiento. Consignación de Equipos. Es el procedimiento mediante el cual se autoriza el retiro de operación de un equipo, una instalación o parte de ella para mantenimiento. Consignación Nacional. Es el nombre que se da al mantenimiento de los equipos del SIN, cuya indisponibilidad afecta los límites de intercambio de las áreas operativas, las generaciones mínimas de seguridad de las plantas térmicas e hidráulicas, disminuye la confiabilidad de la operación del SIN, o cuando limitan la atención de la demanda. Distribuidor Local (DL). Persona que opera y transporta energía eléctrica en un Sistema de Distribución Local, o que ha constituido una empresa cuyo objeto incluye el desarrollo de dichas actividades; y la operará directamente o por interpuesta persona (Operador). Equipo de Medida. En relación con un punto de conexión lo conforman todos los transformadores de medida, medidores y el cableado necesario para ese punto de conexión. Eventos No Programados. 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. Eventos Programados. 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. Frontera Comercial. Se define como frontera comercial entre el OR, o el Comercializador y el Usuario los puntos de conexión del equipo de medida, a partir del cual este último se responsabiliza por los consumos, y riesgos operativos inherentes a su Red Interna. Generador. Persona natural o jurídica que produce energía eléctrica, que tiene por lo menos una central o unidad generadora conectada al SIN. ICEA. International Community Electrical Association ICONTEC. Instituto Colombiano de Normas Técnicas. IEC. International Electrotechnical Commission IEEE. Institute of Electrical and Electronics Engineers. Instalaciones Internas o Red Interna. 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.
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Medidor. 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. Mercado Mayorista. 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 de energía a largo plazo y en bolsa sobre cantidades y precios definidos, con sujeción al Reglamento de Operación y demás normas aplicables. NEMA. National Electric Manufacturers Association. NESC. National Electric Safety Code. Niveles de Tensión. 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 IV: Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 62 kV Nivel III: Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 30 kV y menor de 62 kV Nivel II: Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 1 kV y menor de 30 kV Nivel I: Sistemas con tensión nominal menor a 1 kV NTC. Norma Técnica Colombiana. Operador de Red de STR's y/o SDL's (OR). Es la persona encargada de la planeación de la expansión y de las inversiones, operación y mantenimiento de todo o parte de un STR o SDL; 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's y/o SDL's aprobados por la CREG. El OR siempre debe ser una Empresa de Servicios Públicos. Planta Menor. Es toda planta y/o unidad de generación con capacidad efectiva inferior a 20 MW. Se excluyen de esta definición los Autogeneradores o Cogeneradores. Punto de Conexión. Es el punto de conexión eléctrico en el cual el equipo de un usuario está conectado a un STR y/o SDL para propósito de transferir energía eléctrica entre las partes. Punto de Medición. Es el punto de conexión eléctrico del circuito primario del transformador de corriente que está asociado al punto de conexión, o los bornes del medidor, en el caso del nivel de tensión I. Red de Uso General. Redes Públicas que no forman parte de Acometidas o de Instalaciones Internas. Red Pública. Aquella que utilizan dos o más personas naturales o jurídicas, independientemente de la propiedad de la red. Reglamento de Operación. Conjunto de principios, criterios y procedimientos establecidos para realizar el planeamiento, la coordinación y la ejecución de la operación del SIN y para regular el funcionamiento del mercado mayorista de energía eléctrica. El reglamento de
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operación comprende varios documentos que se organizarán de acuerdo con los temas propios del funcionamiento del SIN. Servicio de Alumbrado Público. Es el servicio público consistente en la iluminación de las vías públicas, parques públicos, y demás espacios de libre circulación que no se encuentren a cargo de ninguna persona natural o jurídica de derecho privado o público, diferente del municipio, con el objeto de proporcionar la visibilidad adecuada para el normal desarrollo de las actividades tanto vehiculares como peatonales. También se incluyen los sistemas de semaforización y relojes electrónicos instalados por el Municipio. Por vías públicas se entienden los senderos y caminos peatonales y vehiculares, calles y avenidas de tránsito comunitario o general. Sistema de Distribución Local (SDL). Sistema de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes de distribución municipales o distritales; conformado por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV que no pertenecen a un sistema de transmisión regional por estar dedicadas al servicio de un sistema de distribución municipal, distrital o local. Sistema Interconectado Nacional (SIN). Es el sistema compuesto por los siguientes elementos conectados entre si: las plantas y equipos de generación, la red de interconexión nacional, las redes regionales e interregionales de transmisión, las redes de distribución, y las cargas eléctricas de los Usuarios. Sistema de Transmisión Nacional (STN). Es el sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, con sus correspondientes módulos de conexión, que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV. Sistema de Transmisión Regional (STR). Sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes regionales o interregionales de transmisión; Conformado por el conjunto de líneas y subestaciones con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV y que no pertenecen a un sistema de distribución local. SSPD. Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. Transmisor Nacional (TN). Persona que opera y transporta energía eléctrica en el Sistema de Transmisión Nacional o que ha constituido una empresa cuyo objeto es el desarrollo de dichas actividades. Transmisor Regional (TR). Persona que opera y transporta energía eléctrica en un Sistema de Transmisión Regional o que ha constituido una empresa cuyo objeto es el desarrollo de dichas actividades. Unidades Inmobiliarias Cerradas. De acuerdo con la Ley 428 de 1998, son conjuntos de edificios, casas y demás construcciones integradas arquitectónica y funcionalmente, que comparten elementos estructurales y constructivos, áreas comunes de circulación, recreación, reunión, instalaciones técnicas, zonas verdes y de disfrute visual; cuyos propietarios participan proporcionalmente en el pago de las expensas comunes, tales como los servicios públicos comunitarios, vigilancia, mantenimiento y mejoras. El acceso a tales conjuntos inmobiliarios se encuentra restringido por un cerramiento y controles de ingreso.
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Unidad Generadora. Puede ser un Generador, Planta Menor, Autogenerador o Cogenerador. UPME. Unidad de Planeación Minero Energética. Usuario. Persona que utilice o pretenda utilizar, o esté conectado o pretenda conectarse a un STR o SDL. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 1)
ARTÍCULO 1.20. DEFINICIONES. Para efectos de la presente Resolución y en general para interpretar las disposiciones aplicables a la actividad de Cogeneración, se adoptan las siguientes definiciones: Bolsa de Energía. 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. Cogeneración. 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. Cogenerador. 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. Demanda Suplementaria. Es la demanda máxima adicional (MW) que requiere un Cogenerador conectado al SIN para cubrir el 100% de sus necesidades de potencia. Energía Excedente con Garantía de Potencia. 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. Así mismo, la expresión "garantizada por el agente", se refiere a los compromisos comerciales que adquiere el cogenerador ante el Mercado Mayorista de Electricidad, con relación a la potencia constante que registre. Energía Excedente sin Garantía de Potencia. 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. Inflexibilidad de Sistemas de Cogeneración. 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.
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Red Pública. Aquella que utilizan dos o más independientemente de la propiedad de la red.
personas naturales o jurídicas,
Sistema de Intercambios Comerciales (SIC). Conjunto de reglas y procedimientos establecidos en el Reglamento de Operación que permiten definir las obligaciones y acreencias de generadores, comercializadores y los transportadores por concepto de los actos o contratos de energía en la bolsa conforme al despacho central. El SIC incluye el proceso de liquidación del valor de los intercambios, la preparación y actualización del estado de cuenta de cada generador y comercializador que participa en la bolsa de energía y de los transportadores, y la facturación, pago y recaudo del valor de las transacciones realizadas en la misma bolsa. Sistema Interconectado Nacional (SIN). Es el sistema compuesto por los siguientes elementos conectados entre si: las plantas y equipos de generación, la red de interconexión, las redes regionales e interregionales de transmisión, las redes de distribución, y las cargas eléctricas de los usuarios. Sistema de Transmisión Nacional (STN). Es el sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, con sus correspondientes módulos de conexión, que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV. Sistema de Transmisión Regional (STR). Sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes regionales o interregionales de transmisión; conformado por el conjunto de líneas y subestaciones con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV y que no pertenecen a un Sistema de Distribución Local. Sistema de Distribución Local (SDL). Sistema de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes de distribución municipales o distritales; conformado por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV que no pertenecen a un Sistema de Transmisión Regional por estar dedicadas al servicio de un sistema de distribución municipal, distrital o local. (Fuente: R CREG 107/98, Art. 1)
ARTÍCULO 1.21. DEFINICIONES. Para efectos de la presente resolución se usarán las siguientes definiciones generales: Autogenerador. Es aquella persona natural o jurídica que produce energía eléctrica exclusivamente para atender sus propias necesidades. Por lo tanto, no usa la red pública para fines distintos al de obtener respaldo del Sistema Interconectado Nacional (SIN), y puede o no, ser el propietario del sistema de generación. Cogenerador. 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. Mercado de Comercialización. Es el conjunto de usuarios finales conectados a un mismo sistema de transmisión regional y/o distribución local. Precio Umbral. Es el costo equivalente al primer segmento de la Curva de Costos de Racionamiento definida por la UPME. Racionamiento de Emergencia. Déficit originado en una limitación técnica, causada por la
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pérdida en tiempo real de operación de una o varias unidades o plantas de generación, o la salida forzada de activos de transporte de energía, que implican que no es posible cubrir la demanda total esperada del Sistema Interconectado Nacional con cobertura regional o nacional. Racionamiento Programado. Déficit originado en una limitación técnica identificada (incluyendo la falta de recursos energéticos) o en una catástrofe natural, que implican que el parque de generación es insuficiente para cubrir la demanda total esperada del Sistema Interconectado Nacional. Racionamiento Programado con Cobertura Nacional. Déficit originado en una limitación técnica identificada o en una catástrofe natural, que implica que el parque de generación es insuficiente para cubrir la demanda total esperada del Sistema Interconectado Nacional y es técnicamente posible distribuir el déficit a nivel nacional. Racionamiento Programado con Cobertura Regional. Déficit originado en una limitación técnica identificada o en una catástrofe natural, que implica que el parque de generación es insuficiente para cubrir la demanda total esperada del Sistema Interconectado Nacional y no es técnicamente posible distribuir el déficit a nivel nacional. (Fuente: R CREG 119/98, Art. 1)
ARTÍCULO 1.22. DEFINICIONES. Para efectos de la presente resolución se adoptan las siguientes definiciones: Mercado competitivo. 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. Usuario No Regulado Para todos los efectos regulatorios, es una persona natural o jurídica con una demanda máxima superior a un valor en MW o a un consumo mensual mínimo de energía en MWh, definidos por la Comisión, por instalación legalizada, a partir de la cual no utiliza redes públicas de transporte de energía eléctrica y la utiliza en un mismo predio o en predios contiguos. Sus compras de electricidad se realizan a precios acordados libremente entre el comprador y el vendedor. (Fuente: R CREG 131/98, Art. 1)
ARTÍCULO 1.23. DEFINICIONES. Para efectos de la presente Resolución, y de las demás reglamentaciones que desarrollen aspectos relacionados con el mercado mayorista de energía eléctrica, se tendrán en cuenta las siguientes definiciones generales: Activos de Conexión. 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. Activos de Uso del STN. Son aquellos activos de transmisión de electricidad que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV, son de uso común, se clasifican en Unidades
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Constructivas y son remunerados mediante Cargos por Uso del STN. Canal. Medio físico de telecomunicación que permite la transmisión e intercambio de información entre CND y los demás agentes del SIN. Centro de Control. 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. Condición Anormal de Orden Público (CAOP). Se define como una situación de perturbación de las condiciones normales de la marcha del país, tales como los paros cívicos regionales, paros cívicos nacionales, períodos pre-electorales y en general condiciones especiales previsibles que demandan mayores medidas de seguridad en la operación del Sistema Interconectado Nacional. En condición de alerta de orden público el CND declara el grado de seguridad con el cual se debe operar el SIN. Las Consignas generales de operación en Condiciones Anormales de Orden Público (CAOP) serán definidas por el Centro Nacional de Despacho, las cuales deberán ser informadas a la Comisión de Regulación de Energía y Gas y al Consejo Nacional de Operación. Consejo Nacional de Operación (CNO). Es el organismo encargado de acordar los aspectos técnicos para garantizar que la operación integrada del SIN sea segura, confiable y económica y ser el órgano ejecutor del Reglamento de Operación y velar por su cumplimiento. Control Automático de Voltaje (CAV). Sistema de control automático requerido para mantener el voltaje dentro del rango de operación definido en el Título 7.1.5 (Código de Operación). Control Operativo. Ejecución de maniobras sobre equipos del SIN, con el fin de ajustar las variables operativas del Sistema. Equipo Terminal de Comunicación. Equipo necesario para que CND y un agente del SIN se conecten a un Canal de Comunicaciones. Estado de Emergencia. 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. Generación de Seguridad. Generación forzada que se requiere para suplir las Restricciones Eléctricas u Operativas del SIN. Operador de Red de STR's y/o SDL's (OR). Es la persona encargada de la planeación de la expansión y de las inversiones, operación y mantenimiento de todo o parte de un STR o SDL; 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's y/o SDL's aprobados por la CREG. El OR siempre debe ser una Empresa de Servicios Públicos. Servicio de Conexión al STN. Es el servicio de acceso al STN que presta el propietario de un Activo de Conexión, que se rige por el Contrato de Conexión que acuerdan y firman las partes. Servicio de Transporte de Energía Eléctrica en el STN. Es el servicio de transmisión de energía que se presta a través de los Activos de Uso del STN.
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Sistema de Distribución Local (SDL). Sistema de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes de distribución municipales o distritales; conformado por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV que no pertenecen a un sistema de transmisión regional por estar dedicadas al servicio de un sistema de distribución municipal, distrital o local. Sistema Interconectado Nacional (SIN). Es el sistema compuesto por los siguientes elementos conectados entre si: las plantas y equipos de generación, la red de intercone-xión nacional, las redes regionales e interregionales de transmisión, las redes de distribución, y las cargas eléctricas de los Usuarios. Sistema de Transmisión Nacional (STN). Es el sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, con sus correspondientes módulos de conexión, que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV. Sistema de Transmisión Regional (STR). Sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes regionales o interregionales de transmisión; Conformado por el conjunto de líneas y subestaciones con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV y que no pertenecen a un sistema de distribución local. Supervisión. Adquisición, en forma directa o indirecta, de información de variables operativas del SIN y procesamiento de la misma, sin que esto implique Control Operativo de tales variables. Transportador: Para efectos de la presente Resolución, se entiende como transportador la empresa prestadora de los Servicios de Transporte de Energía Eléctrica en el STN y/o Servicio de Conexión al STN y los Operadores de Red. (Fuente: R CREG 080/99, Art. 1)
ARTÍCULO 1.24. DEFINICIONES. Para efectos de la presente resolución, y de las demás regulaciones que desarrollen aspectos relacionados con el control de gestión y resultados de las empresas de servicios públicos de energía y gas, se tendrán en cuenta las siguientes definiciones: Control Interno. Sistema integrado por el esquema de organización y el conjunto de los planes, métodos, principios, normas, procedimientos y mecanismos de verificación y evaluación adoptados por la respectiva empresa, con el fin de asegurar que todas las actividades, operaciones y actuaciones, así como la administración de la información y los recursos, se realicen de acuerdo con las normas constitucionales y legales vigentes dentro de las políticas trazadas por la dirección y en atención a las metas u objetivos previstos. Indicador de Gestión. Se entiende como una medida cuantitativa que permite efectuar un diagnóstico sobre el comportamiento de una variable de gestión, cuya definición permite establecer metas de gestión, congruentes con objetivos de desempeño. (Fuente: R CREG 053/00, Art. 1)
ARTÍCULO 1.25. DEFINICIONES. Para efectos de la presente Resolución, se tendrán en cuenta las siguientes definiciones:
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Activos de conexión. Son aquellos Activos que se requieren para que un generador, un usuario u otro transportador, se conecten físicamente al Sistema de Transmisión Nacional, a un Sistema de Transmisión Regional, o a un Sistema de Distribución Local. 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. Activos de Uso del STN. Son aquellos Activos de transmisión de electricidad que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV, son de uso común, se clasifican en Unidades Constructivas y son remunerados mediante Cargos por Uso del STN. Area Operativa. 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 área 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. Capacidad Nominal de Activos de Conexión al STN. Para los Activos de Conexión, la Capacidad Nominal corresponde a la capacidad asignada en el Contrato de Conexión. Estas capacidades deberán ser declaradas ante el CND, una vez suscrito el Contrato de Conexión respectivo. Capacidad Nominal de Activos de Uso del STN. Para los Activos de Uso del STN, la Capacidad Nominal corresponde a la capacidad que se encuentre declarada ante el CND al momento de entrar en vigencia la presente Resolución. Para Activos nuevos, ésta será declarada con anterioridad a la entrada en operación comercial de los mismos. Evento. Es la situación que cause la indisponibilidad parcial o total de un Activo de Uso del STN o de un Activo de Conexión al STN y que ocurre de manera programada o no programada. Generación de Seguridad. Generación forzada que se requiere para suplir las Restricciones Eléctricas u Operativas del SIN. Interconexiones Internacionales. 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. Restricciones. Limitaciones que se presentan en la operación del SIN, que tienen su origen en la capacidad de la infraestructura eléctrica asociada (Activos de Uso, Activos de Conexión o Interconexiones Internacionales), o en la aplicación de criterios de seguridad y confiabilidad en el suministro de electricidad. Las restricciones se clasifican según su naturaleza en Eléctricas y Operativas. Restricción Eléctrica. Limitación en el equipamiento del SIN, o de las Interconexiones Internacionales, tales como límites térmicos admisibles en la operación de equipos de transporte o transformación, límites en la operación del equipamiento que resulten del esquema de protecciones (locales o remotas), límites de capacidad del equipamiento o, indisponibilidad de equipos. Restricción Operativa. Exigencia operativa del sistema eléctrico para garantizar la seguridad
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en Subáreas o Areas Operativas, los criterios de calidad y confiabilidad, la estabilidad de tensión, la estabilidad electromecánica, los requerimientos de compensación reactiva y de regulación de frecuencia del SIN. Sistema de Transmisión Nacional (STN). Es el sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, con sus correspondientes módulos de conexión, que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV. Sistema de Transmisión Regional (STR). Sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes regionales o interregionales de transmisión; conformado por el conjunto de líneas y subestaciones con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV y que no pertenecen a un Sistema de Distribución Local. Sistema de Distribución Local (SDL). Sistema de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes de distribución municipales o distritales; conformado por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV que no pertenecen a un Sistema de Transmisión Regional por estar dedicadas al servicio de un sistema de distribución municipal, distrital o local. Sistema Interconectado Nacional (SIN). Es el sistema compuesto por los siguientes elementos conectados entre sí: las plantas y equipos de generación, la red de intercone-xión, las redes regionales e interregionales de transmisión, las redes de distribución, y las cargas eléctricas de los usuarios. Subárea Operativa. Conjunto de Activos de Uso, Activos de Conexión, recursos de generación y/o demanda, que para asegurar niveles de calidad y seguridad regional, presentan alguna restricción, que exige generaciones forzadas en la Subárea y/o limita los intercambios con el resto del SIN. Ningún Activo de Uso del STN o de Conexión al STN, podrá estar asociado a más de una Subárea Operativa. Subsistema Eléctrico. Es el conjunto Activos de Conexión y/o Activos de Uso conectados físicamente entre sí, con disponibilidades interdependientes; esto es, que la indisponibilidad de uno de ellos, implica la indisponibilidad de los Activos restantes que conforman el Subsistema Eléctrico. En otras palabras, la indisponibilidad de cualquiera de los Activos que conforman el Subsistema Eléctrico, origina la misma magnitud y el mismo Evento de Racionamiento. (Fuente: R CREG 062/00, Art. 1)
ARTÍCULO 1.26. DEFINICIONES. Para efectos de la presente Resolución y de las demás reglamentaciones que desarrollen aspectos relacionados con el mercado mayorista de energía eléctrica, se tendrán en cuenta las siguientes definiciones generales: Activos de conexión. 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. Area Operativa. Conjunto de Activos de Uso y Activos de Conexión, recursos de generación
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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. Costos de reconciliación positiva por generaciones de seguridad. Costos asociados con generaciones de seguridad fuera de mérito. Costos de reconciliación negativa. Costos asociados con generaciones desplazadas en el despacho real por Generaciones de Seguridad Fuera de Mérito o por Redespachos. Generación de Seguridad. Generación forzada requerida para suplir las Restricciones Eléctricas u Operativas del SIN. Generación de Seguridad Fuera de Mérito. Generación forzada requerida para suplir las Restricciones Eléctricas u Operativas del SIN, cuyo precio de oferta es superior al precio de bolsa. Interconexiones internacionales. 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. Operador de Red de STR y/o SDL (OR). Es la persona encargada de la planeación de la expansión y de las inversiones, operación y mantenimiento de todo o parte de un STR o SDL; 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 y/o SDL aprobados por la CREG. El OR siempre debe ser una Empresa de Servicios Públicos. Restricciones. Limitaciones que se presentan en la operación del SIN, que tienen su origen en la capacidad de la infraestructura eléctrica asociada (Activos de Uso, Activos de Conexión o Interconexiones Internacionales), o en la aplicación de criterios de seguridad y confiabilidad en el suministro de electricidad. Las restricciones se clasifican según su naturaleza en Eléctricas y Operativas. Restricción Eléctrica. Limitación en el equipamiento del SIN, o de las Interconexiones Internacionales, tales como límites térmicos admisibles en la operación de equipos de transporte o transformación, límites en la operación del equipamiento que resulten del esquema de protecciones (locales o remotas), límites de capacidad del equipamiento o, indisponibilidad de equipos. Restricción Operativa. Exigencia operativa del sistema eléctrico para garantizar la seguridad en Subáreas o Areas Operativas, los criterios de calidad y confiabilidad, la estabilidad de tensión, la estabilidad electromecánica, los requerimientos de compensación reactiva y de regulación de frecuencia del SIN. Sistema de Transmisión Nacional (STN). Es el sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, con sus correspondientes módulos de conexión, que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV. Sistema de Transmisión Regional (STR). Sistema interconectado de transmisión de energía
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eléctrica compuesto por redes regionales o interregionales de transmisión; conformado por el conjunto de líneas y subestaciones con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV y que no pertenecen a un Sistema de Distribución Local. Sistema de Distribución Local (SDL). Sistema de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes de distribución municipales o distritales; conformado por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV que no pertenecen a un Sistema de Transmisión Regional por estar dedicadas al servicio de un sistema de distribución municipal, distrital o local. Sistema Interconectado Nacional (SIN). Es el sistema compuesto por los siguientes elementos conectados entre sí: las plantas y equipos de generación, la red de intercone-xión, las redes regionales e interregionales de transmisión, las redes de distribución, y las cargas eléctricas de los usuarios. Subárea Operativa. Conjunto de Activos de Uso, Activos de Conexión, recursos de generación y/o demanda, que para asegurar niveles de calidad y seguridad regional, presentan alguna Restricción, que exige generaciones forzadas en la Subárea y/o limita los intercambios con el resto del SIN. Ningún Activo de Uso del STN o de Conexión al STN, podrá estar asociado a más de una Subárea Operativa. (Fuente: R CREG 063/00, Art. 1)
ARTÍCULO 1.27. DEFINICIONES. Para efectos de la presente resolución, se tendrán en cuenta las siguientes definiciones generales: ASIC. Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales o la empresa de servicios públicos que se creará conforme a lo establecido en el Decreto 1171 de 1999, que haga sus veces. Operador de Red de STR's y/o SDL's (OR). Es la persona encargada de la planeación de la expansión y de las inversiones, operación y mantenimiento de todo o parte de un STR o SDL; 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's y/o SDL's aprobados por la CREG. El OR siempre debe ser una Empresa de Servicios Públicos. Sistema de Distribución Local (SDL). Sistema de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes de distribución municipales o distritales; conformado por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV que no pertenecen a un sistema de transmisión regional por estar dedicadas al servicio de un sistema de distribución municipal, distrital o local. Sistema de Transmisión Nacional (STN). Es el sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, con sus correspondientes módulos de conexión, que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV. Sistema de Transmisión Regional (STR). Sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes regionales o interregionales de transmisión; conformado por el conjunto de líneas y subestaciones con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV y que no pertenecen a un sistema de distribución local.
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Sistema Nacional de Transporte. Conjunto de gasoductos localizados en el territorio nacional, excluyendo conexiones y gasoductos dedicados, que vinculan los centros de producción de gas del país con las Puertas de Ciudad, Sistemas de Distribución, Usuarios No Regulados, Interconexiones Internacionales y Sistemas de Almacenamiento; de conformidad con lo establecido en el RUT (Reglamento Unico de Transporte de Gas). (Fuente: R CREG 067/00, Art. 1)
ARTÍCULO 1.28. DEFINICIONES. Para efectos de la presente Resolución, se tendrán en cuenta las siguientes definiciones: Activos de Conexión al STN. Son aquellos activos que se requieren para que un generador, un Usuario No Regulado o un Operador de Red de STR y/o SDL, se conecte físicamente al Sistema de Transmisión Nacional. Siempre que estos activos sean usados exclusivamente por el generador, el Usuario No Regulado o el Operador de Red que se conecta, o exclusivamente por un grupo de éstos que se conecten, no se considerarán parte del Sistema de Transmisión Nacional ni se remunerarán vía Cargos por Uso de dicho Sistema. Costo Unitario por Unidad Constructiva (CU). Valor unitario en el mercado de una Unidad Constructiva ($/Unidad Constructiva). Costo de Reposición de un Activo. 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. Distribuidor Local (DL). 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. Preconstrucción. Se entiende por Preconstrucción, la realización de los trámites o acciones asociadas con la ejecución de un proyecto y que se requieren con antelación inmediata a la construcción física de las obras. Producer Price Index (PPI). 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). Proponente. Se entiende por proponente, una persona natural o jurídica, un consorcio o una unión de ellas, que presenta una oferta en un proceso de convocatoria pública para la expansión del STN. Punto de Conexión al STN. 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 proye cta conectarse un generador, un Transmisor Nacional, un Usuario No Regulado o un Operador de Red de STR y/o SDL. Sistema de Transmisión Nacional (STN). Es el sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, con sus correspondientes módulos de
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conexión, que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV. Sistema de Transmisión Regional (STR). Sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes regionales o interregionales de transmisión; conformado por el conjunto de líneas y subestaciones con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV y que no pertenecen a un Sistema de Distribución Local. Sistema de Distribución Local (SDL). Sistema de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes de distribución municipales o distritales; conformado por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV que no pertenecen a un Sistema de Transmisión Regional por estar dedicadas al servicio de un sistema de distribución municipal, distrital o local. Sistema Interconectado Nacional (SIN). Es el sistema compuesto por los siguientes elementos conectados entre si: las plantas y equipos de generación, la red de intercone-xión, las redes regionales e interregionales de transmisión, las redes de distribución, y las cargas eléctricas de los usuarios. Transmisor Nacional (TN). Persona jurídica que opera y transporta energía eléctrica en el Sistema de Transmisión Nacional yo que ha constituido una empresa cuyo objeto es el desarrollo de dichas actividades. Transmisor Regional (TR). Persona jurídica que opera y transporta energía eléctrica en un Sistema de Transmisión Regional yo que ha constituido una empresa cuyo objeto es el desarrollo de dichas actividades. Unidad Constructiva (UC). Conjunto de elementos que conforman una unidad típica de un sistema eléctrico, orientada a la conexión de otros elementos de una red (Bahías de Línea, Bahías de Transformador, Bahías y Módulos de Compensación, etc.), o al transporte (km de Línea), o a la transformación de la energía eléctrica. (Fuente: R CREG 022/01, Art. 1)
ARTÍCULO 1.29. DEFINICIONES. Para efectos de la presente Resolución, se tendrán en cuenta las siguientes definiciones: Banda Muerta de Operación: Rango de frecuencia dentro del cual las unidades de generación no varían automáticamente su potencia. Estatismo: 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. Regulación Primaria: Servicio en línea que corresponde a la variación automática, mediante el gobernador de velocidad, de la potencia entregada por la unidad de generación como respuesta a cambios de frecuencia en el sistema. Los tiempos característicos de respuesta están entre 0 y 10 segundos. La variación de carga del generador debe ser sostenible al menos durante los siguientes 30 segundos. Reserva de Regulación Primaria: Capacidad en las plantas y/o unidades de generación
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necesaria para la prestación del Servicio de Regulación Primaria de Frecuencia. (Fuente: R CREG 023/01, Art. 1)
ARTÍCULO 1.30. DEFINICIONES. Para los efectos de la presente Resolución se aplicarán las definiciones consagradas en las Leyes 142 y 143 de 1994, en sus disposiciones reglamentarias, y en especial las siguientes: Circuito Subnormal. 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 por la Parte 5.1 y demás normas que la adicionen, modifiquen o sustituyan. 2. Suministra energía eléctrica exclusivamente a un grupo de Usuarios Regulados pertenecientes a un Barrio Subnormal, cuyas conexiones se han efe ctuado sin el cumplimiento de las condiciones de conexión establecidas por la Parte 5.1 y demás normas que la adicionen, modifiquen o sustituyan; y 3. Se pueden clasificar como Redes de Uso General. Normalización de un Circuito Subnormal. 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 Parte 5.1 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. Normalización de las Conexiones de los Usuarios. 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 Parte 5.1 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. Punto de Conexión de un Circuito Subnormal. Es el punto de conexión eléctrico entre un Circuito Subnormal y el STR o SDL de donde se alimenta. Sistema de Distribución Local (SDL). Sistema de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes de distribución municipales o distritales, conformado por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV que no pertenecen a un sistema de transmisión regional por estar dedicadas al servicio de un sistema de distribución municipal, distrital o local. Sistema de Transmisión Regional (STR). Sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes regionales o interregionales de transmisión; conformado por el conjunto de líneas y subestaciones con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV y que no pertenecen a un sistema de distribución local.
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Suscriptor del Servicio en Barrio Subnormal. Persona jurídica que representa legalmente a la comunidad de usuarios conectados a un Circuito Subnormal y que suscribe un contrato para la prestación del servicio a la misma. Usuario. Persona natural o jurídica que se beneficia con la prestación de un servicio público, bien como propietario del inmueble en donde este se presta, o como receptor directo del servicio. A este último usuario se denomina también consumidor. (Fuente: R CREG 120/01, Art. 2)
ARTÍCULO 1.31. DEFINICIONES. Para la interpretación y aplicación de esta Resolución se tendrán en cuenta, además de las establecidas en la Ley 142 de 1994 y en las Resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes definiciones: Combustible principal: Aquel que usa ordinariamente el generador en su actividad de generación, y que respalda su oferta comercial en la bolsa de energía. Combustible alterno: Aquel que puede usar el generador en forma alterna al combustible principal, en Estados de Emergencia según lo definido en el Reglamento Unico de Transporte (Resolución CREG-071 de 1999 ), o en eventos de fuerza mayor o caso fortuito. (Fuente: R CREG 048/02, Art. 1)
ARTÍCULO 1.32. DEFINICIONES. Para efectos de la presente resolución y demás regulación sobre aspectos relacionados con el control de gestión y resultados de las entidades prestadoras de los servicios públicos, se aplicarán las siguientes definiciones: - Entidades prestadoras. 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. - Indicador de gestión. 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. - Plan de acción. 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 deberán diseñarse de tal manera que el cumplimiento de su ejecución asegure que los Indicadores de Gestión igualen o superen a sus Referentes. - Plan estratégico. 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. - Plan financiero. Se entiende como una proyección financiera, que incorpora el Plan de Acción de la Entidad Prestadora y permite validar la viabilidad de los programas, subprogramas y proyectos que planea ejecutar, en el contexto de su Plan Estratégico. El Plan Financiero
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contendrá: – Estado de Ganancias y Pérdidas. – Flujo de Caja. – Balance General. - Plan de gestión. Se entiende como una propuesta de desempeño elaborada por una empresa de servicios públicos, y conformada por los siguientes elementos: – Indicadores de Gestión. – Referentes vigentes. – Plan de Acción. – Plan Financiero. – Los Planes y Programas propuestos por los Comités de Desarrollo y Control Social, de conformidad con el artículo 63.1 de la Ley 142 de 1994 y aceptados por la Entidad Prestadora. - Referente. Se entiende como el parámetro cuantitativo o cualitativo, según sea el caso, contra el cual se comparan los valores alcanzados por la Entidad Prestadora en sus Indicadores de Gestión para verificar su cumplimiento. (Fuente: R CREG 072/02, Art. 2)
ARTÍCULO 1.33. DEFINICIONES. Para efectos de la presente resolución, se tendrán en cuenta las siguientes definiciones: Solicitud de Propuestas. Proceso mediante el cual el Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, hace una invitación abierta al público, para que cualquier persona interesada, en condiciones de libre concurrencia, presente propuestas para solucionar una determinada necesidad del STN, a través de la instalación de equipos en niveles inferiores a 220 kV, requeridos para garantizar la operación segura y confiable del STN. Sistema de Transmisión Nacional (STN). Es el sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, con sus correspondientes módulos de conexión, que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV. Sistema Interconectado Nacional (SIN). Es el sistema compuesto por los siguientes elementos conectados entre sí: Las plantas y equipos de generación, la red de interconexión, las redes regionales e interregionales de transmisión, las redes de distribución y las cargas eléctricas de los usuarios. Transmisor Nacional (TN). Persona jurídica que opera y transporta energía eléctrica en el Sistema de Transmisión Nacional o que ha constituido una empresa cuyo objeto es el
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desarrollo de dichas actividades. (Fuente: R CREG 092/02, Art. 1)
ARTÍCULO 1.34. DEFINICIONES GENERALES. Para efectos de la interpretación de la presente Resolución, y de las demás resoluciones que sobre la materia se desarrollen, se adoptan las siguientes definiciones generales: Activos de Uso del STN: Son aquellos activos de transmisión de electricidad que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV, que son de uso común, se clasifican en Unidades Constructivas y se remuneran mediante Cargos por Uso del STN. Los enlaces internacionales en este nivel de tensión, o en el Nivel de Tensión 4, podrán ser considerados como activos de uso del STN. Activos de Uso del STR: Son aquellos activos de transmisión de electricidad que operan a tensiones inferiores a 220 kV, se clasifican en Unidades Constructivas, no son Activos de Conexión, y son remunerados mediante Cargos por Uso de STR. Activos de Conexión al STN o al STR: 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. Acuerdos Operativos: Compromisos bilaterales, adoptados entre el Centro Nacional de Despacho, CND, o quien haga sus veces, y cada uno de los operadores 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 operación de los Enlaces Internacionales y los intercambios intracomunitarios de electricidad, de conformidad con la regulación vigente. Acuerdos Comerciales: 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. Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC: Entidad encargada del registro de fronteras comerciales y de los contratos de energía a largo plazo; de la liquidación, facturación, cobro y pago del valor de los actos, contratos y transacciones de energía en la bolsa, para generadores y comercializadores; del mantenimiento de los sistemas de información y programas de computación requeridos; y del cumplimiento de las tareas necesarias para el funcionamiento adecuado del Sistema de Intercambios Comerciales (SIC), de acuerdo con la Regulación vigente. Capacidad de un Enlace Internacional: Límite máximo de flujo de potencia eléctrica de cada
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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 presente Resolución, y harán parte de los parámetros técnicos definidos en la Parte 7.1. Capacidad Máxima de Exportación: 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. Capacidad Máxima de Importación: Capacidad máxima correspondiente a la sumatoria de las capacidades de importación de los enlaces internacionales del SIN operando simultáneamente, utilizados para las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo, TIE. Centro Nacional de Despacho: Entidad encargada de la planeación, supervisión y control de la operación integrada de los recursos de generación, interconexión y transmisión del Sistema Interconectado Nacional, teniendo como objetivo una operación segura, confiable y económica, con sujeción a la regulación vigente y a los Acuerdos del Consejo Nacional de Operación, CNO. Consejo Nacional de Operación: 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. Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado: 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 de pérdidas para referir a nivel de 220 kV y las pérdidas del STN. Demanda No Doméstica: Sumatoria de los valores de las demandas internacionales, que no son consideradas en el Despacho Económico Coordinado, que incluye los factores de pérdidas para referir al nivel de 220 kV y las pérdidas del STN. Demanda Total Doméstica: Sumatoria de los valores de la demanda doméstica de todos los comercializadores, que incluye los factores de pérdidas para referir a nivel de 220 kV y las pérdidas del STN. Demanda Total: Sumatoria de la Demanda Total Doméstica y la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado. Despacho Económico: Proceso mediante el cual se obtiene para un período de 24 horas, el programa horario de generación de los recursos del SIN despachados centralmente. Este despacho se efectúa con el criterio de minimizar el costo de atender la demanda. Despacho Económico Coordinado: Es el Despacho Económico que considera transacciones
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Internacionales de Electricidad de Corto Plazo con otros sistemas despachados económicamente. Despacho Ideal: 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. Despacho Programado: 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 características técnicas de las plantas y unidades de generación y los requerimientos de AGC, según la regulación vigente. Enlace Internacional: 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. Liquidador y Administrador de Cuentas (LAC): Entidad encargada de liquidar y facturar los cargos de uso de las redes del Sistema Interconectado Nacional que le sean asignadas, de determinar el ingreso regulado a los transportadores y de administrar las cuentas que por concepto del uso de las redes se causen a los agentes del mercado mayorista, de acuerdo con la regulación vigente. Mercado Regulatoriamente Integrado de Electricidad: Conjunto de mercados de electricidad, administrados y coordinados bajo reglas fundamentales comunes y criterios regulatorios de eficiencia económica. Nodos Fronteras de los Enlaces Internacionales: Puntos de conexión al SIN de los Enlaces Internacionales, utilizados como referencia para efectos de comparación de precios para transacciones internacionales de electricidad. Período de Transición: Período de un año a partir de la entrada en operación de las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo, TIE. Los reguladores de cada país podrán ajustar los procedimientos y regulación aplicable a las TIE, de acuerd o con la experiencia valorada durante este período. Precio de Bolsa: Precio de oferta más 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. Precio de Bolsa TIE: Precio de oferta más 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 Internacional de Despacho Económico Coordinado en el Despacho Ideal. Precio de Oferta en el Nodo Frontera para Exportación, PONE: Precio estimado al cual se ofrece energía a través de un Enlace Internacional, determinado por el Centro Nacional de
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Despacho, CND, el cual incluye los costos reconocidos regulatoriamente asociados con la entrega de dicha energía en el Nodo Frontera. Precio Máximo de Importación: Precio máximo 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. Precio de Importación para Liquidación: Precio que paga el mercado importador equivalente al precio de bolsa 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. Precio Marginal del Nodo Frontera de Redespacho: 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. Precio Nodal de Oferta para Exportación en el Redespacho: Precio del último recurso de generación despachado que no presenta limitaciones técnicas, requerido para cubrir la Demanda en el Nodo Frontera de los Enlaces Internacionales para exportación, considerado en el Redespacho. Principio de Libre Acceso a la Red Nacional de Interconexión: 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. Red Nacional de Interconexión: Conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, incluyendo las interconexiones internacionales, destinadas al servicio de todos los integrantes del Sistema Interconectado Nacional. Rentas de Congestión: Rentas económicas que se originan como efecto de la congestión de un Enlace Internacional, son efecto de las diferencias de precios que se tienen en los Nodos Frontera congestionados, son de carácter temporal y dependen de las expansiones en transmisión. Estas rentas no serán asignadas a los propietarios de los enlaces internacionales y no constituyen fuente de remuneración para la generación. Restricciones: Limitaciones que se presentan en la operación del SIN, que tienen su origen en la capacidad de la infraestructura eléctrica, o en la aplicación de criterios de seguridad y confiabilidad en el suministro de electricidad. Las restricciones se clasifican según su naturaleza en Eléctricas y Operativas. Servicio de Conexión al STN: Es el servicio de acceso al STN que presta el propietario de un Activo de Conexión, que se rige por el Contrato de Conexión que acuerdan y firman las partes. Servicio de Transporte de Energía Eléctrica en el STN: Es el servicio de transmisión de energía que se presta a través de los Activos de Uso del STN.
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Sistema Interconectado Nacional (SIN): Es el sistema compuesto por los siguientes elementos conectados entre sí: las plantas y equipos de generación, la red de intercone-xión nacional, las redes regionales e interregionales de transmisión, las redes de distribución, y las cargas eléctricas de los Usuarios. Sistema de Transmisión Nacional (STN): Es el sistema interconectado de tr ansmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas y equipos asociados, con sus correspondientes módulos de conexión, que operen a tensiones iguales o superiores a 220 kV. Sistema de Transmisión Regional (STR): Sistema Interconectado de Transmisión de energía eléctrica compuesto por redes regionales o interregionales de transmisión; conformado por el conjunto de líneas con sus equipos asociados, que operen a tensiones menores de 220 kV y que no pertenecen a un sistema de distribución local. Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo –TIE–: Transacciones horarias originadas por el despacho económico coordinado, entre los mercados de Corto Plazo de los países miembros de la Comunidad Andina, o países con los que se tenga una integración regulatoria de mercados eléctricos en las condiciones de la presente Resolución, a través de Enlaces Internacionales. (Fuente: R CREG 004/03, Art. 3) (Fuente: R CREG 160/09, Art. 3)
ARTÍCULO 1.35. DEFINICIONES. Para efectos de la aplicación de la presente resolución, se adoptan las siguientes definiciones: Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC: Entidad 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 y transacciones de energía en la bolsa, para generadores y comercializadores; del mantenimiento de los sistemas de información y programas de computación requeridos; y del cumplimiento de las tareas necesarias para el funcionamiento adecuado del Sistema de Intercambios Comerciales (SIC). CAC: Comité Asesor de Comercialización. CND: Entidad encargada de la planeación, supervisión y control de la operación integrada de los recursos de generación, interconexión y transmisión del Sistema Interconectado Nacional, teniendo como objetivo una operación segura, confiable y económica, con sujeción a la reglamentación vigente y a los Acuerdos del Consejo Nacional de Operación, CNO. Días: Cuando no se especifiquen de otra forma, se entenderán como días calendario. Fecha de registro: 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. Formato de solicitud de registro: 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
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la información y documentación necesaria para que el registro pueda ser incluido en las liquidaciones del Mercado Mayorista, conforme a la regulación vigente. Procedimiento de registro: Los pasos que debe cumplir el ASIC, entre la fecha de solicitud y la fecha de registro, para fronteras comerciales o contratos de energía de largo plazo, en el Mercado Mayorista. (Fuente: R CREG 006/03, Art. 1)
ARTÍCULO 1.36. DEFINICIONES GENERALES. Para la interpretación y aplicación de esta Resolución, se tendrán en cuenta, además de las definiciones establecidas en las Leyes 142 y 143 de 1994 y en las resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes definiciones generales: Activos de Uso del STN. Son aquellos activos de transmisión de electricidad que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV, y son remunerados mediante Cargos por Uso del STN. Activos de Uso de STR y SDL. Son aquellos activos de transmisión de electricidad que operan a tensiones inferiores a 220 kV, se clasifican en Unidades Constructivas, no son Activos de Conexión, y son remunerados mediante Cargos por Uso de STR o SDL. Cargos de los STR. Son los cargos, expresados en $/kWh, que remuneran los activos de uso del Nivel de Tensión 4 y los activos de conexión al STN, de los Operadores de Red. Cargos por Uso del STN. Son los cargos, expresados en $/kWh, que remuneran los activos de uso del STN. Demanda comercial. Corresponde al valor de la demanda real del comercializador, afectada con las pérdidas en las redes de trasmisión regional o de distribución local y las pérdidas del STN. Demanda del comercializador. 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. Liquidación y Administración de Cuentas: Actividad que comprende la liquidación y facturación de los cargos por uso del STN y de los STR, el recaudo y distribución de los respetivos dineros y la gestión de la respectiva cartera, con el alcance definido en esta Resolución, sin que pueda considerarse una actividad de intermediación financiera. El recaudo que efectúe el Liquidador y Administrador de Cuentas lo hará a nombre de terceros, los dineros que recaude no ingresarán a su patrimonio, y su manejo se hará en forma separada de los recursos propios de la empresa; son recursos de terceros que transitoriamente están en su poder, mientras se entregan, conforme a la liquidación que se realice, a los destinatarios finales, propietarios de los activos remunerados a través de los cargos que liquida. Esta actividad no compromete al Liquidador y Administrador de Cuentas con el riesgo de cartera, en caso de que el total efectivamente recaudado sea menor que lo facturado.
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Liquidador y Administrador de Cuentas (LAC): 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. Metodología de Ingreso. 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. Sistema de Transmisión Regional (STR). Sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por los activos de conexión al STN y el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan en el Nivel de Tensión 4 y que están conectados eléctricamente entre sí a este Nivel de Tensión, o que han sido definidos como tales por la Comisión. Un STR puede pertenecer a uno o más Operadores de Red. Sistema de Transmisión Nacional (STN). Es el sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, con sus correspondientes módulos de conexión, que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV. (Fuente: R CREG 008/03, Art. 1)
ARTÍCULO 1.37. DEFINICIONES. Para la interpretación y aplicación de esta resolución se tendrán en cuenta, además de las establecidas en la Ley 142 de 1994 y en las Resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes definiciones: Rampa de aumento (UR): Es la máxima energía expresada en (MWh) que un recurso de generación puede aumentar en dos horas consecutivas. Rampa de disminución (DR): Es la máxima energía expresada en (MWh) que un recurso de generación puede disminuir en dos horas consecutivas. (Fuente: R CREG 009/03, Art. 1)
ARTÍCULO 1.38. DEFINICIONES. Para efectos de la presente resolución se tendrán en cuenta las siguientes definiciones: Frontera principal. 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. Frontera embebida. 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. Generador embebido. En el ámbito de esta resolución, se refiere a Generadores de energía eléctrica con fuentes convencionales y fuentes no convencionales, Cogeneradores y Plantas Menores. Usuario No Regulado. Pa ra todos los efectos regulatorios, es una persona natural o jurídica
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con una demanda máxima superior a un valor en MW o a un consumo mensual mínimo de energía en MWh por instalación legalizada, definidos por la Comisión, cuya energía es utilizada en un mismo predio o en predios contiguos. Sus compras de electricidad se realizan a precios acordados libremente entre el comprador y el vendedor. (Fuente: R CREG 122/03, Art. 1)
ARTÍCULO 1.39. DEFINICIONES. Para interpretar y aplicar las normas del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional, además de las definiciones contenidas en dichas normas, se tendrán en cuenta las siguientes: Calidad de la Potencia Eléctrica (CPE). Para efectos de esta resolución, 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 sistemas. Fluctuación de tensión. 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. Forma y Frecuencia estándar. Forma en el tiempo de una onda senoidal pura de amplitud constante, igual a la tensión nominal, y a una frecuencia de 60 Hz. Hundimiento (Sag). Fluctuación de tensión caracterizada por producir una depresión transitoria de tensión respecto de la onda estándar, en un punto del SIN. Indicador. Cifra que establece el nivel o la evolución de una cantidad que refleja el estado de un sistema. Parpadeo (Flicker). Impresión de inestabilidad de la sensación visual causada por un estímulo luminoso, cuya luminosidad o distribución espectral fluctúa en el tiempo. Pico (Swell). Fluctuación de tensión caracterizada por producir un aumento transitorio de tensión respecto de la onda estándar, en un punto del SIN. PST (Percibility Short Time). 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 Estándar IEC-61000-4-15 (2003-02). THDV (Total Harmonic Distortion of Voltage). Es un indicador de la Distorsión Armónica Total del Voltaje, respecto de la onda estándar, expresada en porcentaje. La forma de calcularlo se define en el Estándar IEEE 519 [1992]. Variaciones de corta duración. Los fenómenos transitorios cubiertos por el indicador PST a que se refiere esta resolución, son, entre otros, los que se relacionan en la siguiente tabla, basada en el Estándar IEEE 1159 [1995]: (Fuente: R CREG 024/05, Art. 1)
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ARTÍCULO 1.40. DEFINICIONES. Combustible Alterno: 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 No. 1484 de 2005 o de las normas que lo modifiquen, complementen o sustituyan. (Fuente: R CREG 084/05, Art. 1)
ARTÍCULO 1.41. DEFINICIONES. Para los efectos de lo dispuesto en la presente resolución, se adoptan las siguientes definiciones: Capacidad de un Enlace Internacional: 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 del Título 3.11.1, y harán parte de los parámetros técnicos definidos en la Parte 7.1. Capacidad de un Enlace Internacional no TIE: Límite máximo de flujo de potencia eléctrica de cada Enlace Internacional no operado conforme a el Título 3.11.1. Demanda Comercial: Corresponde al valor de la demanda real del comercializador, que incluye los factores de pérdidas en las redes de trasmisión regional o de distribución local para referir a nivel de 220 kV y las pérdidas del STN. Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado: 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 de pérdidas para referir a nivel de 220 kV y las pérdidas del STN. Demanda No Doméstica: Sumatoria de los valores de las demandas internacionales, que no son consideradas en el Despacho Económico Coordinado, que incluye los factores de pérdidas para referir al nivel de 220 kV y las pérdidas del STN. Demanda Total: Sumatoria de la Demanda Total Doméstica y la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado. Demanda Total Doméstica: Sumatoria de los valores de la demanda doméstica de todos los comercializadores, que incluye los factores de pérdidas para referir a nivel de 220 kV y las pérdidas del STN. Empresa: Persona natural o jurídica que, según lo dispuesto por el artículo 15 y el Parágrafo 1o del artículo 17 de la Ley 142 de 1994, desarrolla la actividad de generación, transmisión, distribución o comercialización de energía eléctrica, bien sea que desarrolle una de esas actividades en forma exclusiva o en forma combinada con otras actividades del sector eléctrico, cualquiera de ellas sea la actividad principal. También comprende a las personas naturales o
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jurídicas con quienes estas tengan una relación de control, ya sea en calidad de matriz, filial, subsidiaria o subordinada. Cuando el prestador de esa actividad sea una entidad pública, la condición de subordinación se determinará frente a la Nación, al departamento, al distrito, o al municipio, según el orden territorial al cual pertenezca, y a las entidades descentralizadas del respectivo orden territorial. Enlace Internacional: 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 001/06, Art. 1)
ARTÍCULO 1.42. DEFINICIONES. Para la interpretación y aplicación de esta resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones establecidas en las Leyes 142 y 143 de 1994 y en las resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes: Activo de Generación de Ultima Instancia: Planta o unidad de generación que no participa en las Subastas de Energía Firme y que es utilizada únicamente para cubrir total o parcialmente Obligaciones de Energía Firme de un agente. Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC): 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). Cargo por Confiabilidad: 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. Condiciones Críticas: Situación que presenta el mercado mayorista de energía cuando el precio de bolsa es mayor al Precio de Escasez de Activación. Contrato de Respaldo de Energía Firme o Contrato de Respaldo: 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 precio, cantidad, garantía, duración y recaudo se determina de común acuerdo entre las partes siguiendo los lineamientos del Mercado Secundario establecido en la presente resolución. Curva S: Gráfico presentado por los agentes que representen comercialmente plantas y/o
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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. Declaración de Respaldo: Manifestación suscrita 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 de generación. Demanda Total Doméstica: Sumatoria de los valores de la demanda doméstica de todos los comercializadores, que incluye los factores de pérdidas para referir a nivel de 220 kV y las pérdidas del STN. Demanda objetivo: Equivale a la Demanda Total Doméstica de Energía para cada uno de los meses comprendidos entre el 1o 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. Para efectos de la asignación de Obligaciones de Energía Firme y de la construcción de la función de demanda de la Subasta se descontará de la Demanda Objetivo, así definida, la energía ya cubierta con Obligaciones de Energía Firme asignadas anteriormente y vigentes en el período a subastar y la ENFICC de las Plantas no Despachadas Centralmente que tengan contratos en los que suministre energía para cubrir demanda del período de vigencia a subastar. Demanda Comercial: Corresponde al valor de la demanda real del comercializador, que incluye los factores de pérdidas en las redes de transmisión regional o de distribución local para referir a nivel de 220 kV y las pérdidas del STN. Demanda Desconectable: Demanda de energía de usuarios que están dispuestos a reducir su consumo a cambio de una contraprestación. Energía Disponible Adicional de Plantas Hidráulicas: 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 definió la Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad. Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad (ENFICC): 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. Estación de Verano: Período comprendido entre el 1o de diciembre de cualquier año calendario y el 30 de abril del año calendario inmediatamente siguiente. Estación de Invierno: Período comprendido entre el 1o de mayo y el 30 de noviembre de cualquier año calendario. Exceso de Oferta de Energía Firme: Cantidad resultante de restar de la oferta agregada de los agentes generadores participantes en la Subasta, la demanda de Energía Firme para un
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nivel de precio determinado. Función de Demanda de Energía Firme: 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. Función de Oferta de ENFICC: 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 Subasta 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. Incumplimiento grave e insalvable de la puesta en operación de la planta: Serán aquellos previstos en el Reglamento de Garantías de que trata el artículo 78 de la presente resolución. Información Hidrológica Oficial del SIN: Información Hidrológica de los aportes de los ríos del SIN evaluada y aprobada por el procedimiento para verificación de par ámetros 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. Mercado Secundario de Energía Firme o Mercado Secundario: 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. Obligación de Energía Firme: Vínculo resultante de la Subasta 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 de Activación. 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 esta resolución. Período de Planeación: Tiempo que transcurre entre la fecha de ejecución de la Subasta o del mecanismo de asignación que haga sus veces y la fecha de inicio del Período de Vigencia de la Obligación asignada en dicha Subasta. Período de Precalificación: Período de tiempo que transcurre entre la vigencia de la resolución de que trata el artículo 3.16.3.1.2R_CREG_0071_2006 - 18*NO EXISTE EL BOOKMARK de
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esta resolución y el día de realización de la Subasta. Período de Transición: 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. Período de Vigencia de la Obligación: Período de tiempo durante el cual un agente generador queda vinculado al cumplimiento de su Obligación de Energía Firme. Período del Cargo por Confiabilidad o Período Cargo: Comprende el período entre diciembre 1o. del año t-1 a noviembre 30 del año t. Plantas y/o Unidades de Generación con Información de Operación Insuficiente: Plantas y/o unidades de generación cuyas horas de operación, más las horas de indisponibilidad, no superan el 20% del total de las horas de los tres (3) años establecidos para el cálculo de su Indice de Indisponibilidad Histórica de Salidas Forzadas, IHF. Plantas y/o Unidades de Generación con Información Reciente: Plantas y/o unidades de generación que tengan menos de treinta y seis (36) meses de operación con la misma configuración con la que se está evaluando el Indice de Indisponibilidad Histórica de Salidas Forzadas, IHF. Cuando por decisión del agente se configuren diferentes unidades en una sola planta, su historia se tomará a partir de la fecha de entrada en operación de la última unidad del grupo. Planta y/o Unidad de Generación Existente: 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. Planta y/o Unidad de Generación Nueva: Planta y/o unidad de generación que no ha iniciado la etapa de construcción al momento de efectuar la Subasta o el mecanismo de asignación que haga sus veces. A esta fecha la(s) turbina(s) y el (los) generadores que hagan parte de la planta y/o unidad no podrán tener más de tres (3) años de fabricación. El cumplimiento de este requisito deberá constar en un certificado de fecha de fabricación expedido por el fabricante de la(s) turbina(s) y generador (es) que será verificado por el auditor de la construcción contratado por el ASIC. El incumplimiento de este requisito dará lugar a la pérdida de la OEF y la ejecución de las garantías que se tengan constituidas para garantizar el cumplimiento de las obligaciones. Planta y/o Unidad de Generación Especial: 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 3.16.2.1.4R_CREG_0071_2006 - 6*NO EXISTE EL BOOKMARK de esta resolución. Planta y/o Unidad de Generación que respalda una Obligación de Energía Firme. 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.
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Precio de Apertura de la Ronda: 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. Precio de Apertura de la Subasta: Precio al cual se inicia la primera ronda en el proceso de Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme. Precio de Cierre de la Ronda: 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. Precio de Cierre de la Subasta o Precio de Cierre: Precio correspondiente a la oferta del último agente asignado con ENFICC de conformidad con el proceso de Subasta. Precio de Escasez: Valor definido por la CREG y actualizado mensualmente que determina el nivel del precio máximo al que se remuneran las Obligaciones de Energía Firme de una planta específica. El valor del Precio de Escasez es el que corresponde al vínculo resultante de la subasta o el mecanismo que haga sus veces o del menú de corto plazo o el menú de largo plazo. Precio de Escasez de Activación (PEa): Es el valor máximo entre el precio de escasez calculado como se define en el artículo 3.16.10.4.1.1 de esta resolución y el precio marginal de escasez. Precio de Escasez Ponderado (PEp): Es el valor al cual se liquidan las transacciones de compra y venta en l a Bolsa en las horas en las cuales el precio de bolsa supera el precio de escasez de activación. Precio Marginal de Escasez (PME): Es el precio definido y actualizado mensualmente con la metodología definida en la Sección 3.16.10.4.3. Protocolo de la Subasta: Plan detallado, establecido por la CREG, que contiene los parámetros y demás aspectos necesarios para la realización de la Subasta. Retiro temporal de Plantas y/o Unidades de Generación de las Subastas para la Asignación de obligaciones de Energía Firme: Decisión libre y voluntaria que toma un generador de no continuar participando en una Subasta con plantas y/o unidades de generación existentes, debidamente identificadas y representadas por él, a partir de un determinado precio definido por la CREG. Esta información deberá ser comunicada previamente a la CREG y al Administrador de la Subasta, en la fecha que defina la Comisión, y solo será pública una vez finaliza la Subasta. Retiro temporal de Plantas y/o Unidades de Generación de las subastas de obligaciones de Energía Firme: Decisión libre y voluntaria que toma un generador de no participar en el proceso de Subasta para la asignación de Obligaciones de Energía Firme para un año determinado, con plantas o unidades de generación representadas comercialmente por él, expresamente identificadas, que se debe comunicar a la CREG y al Administrador de la Subasta, y que solo será pública una vez finalizada la Subasta.
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Ronda: Período de tiempo durante el cual cada uno de los agentes participantes en la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme informa su función de oferta al Administrador de la Subasta de acuerdo con el Protocolo* de la misma. Sistema de Información del Mercado Secundario: Plataforma de Internet de consulta pública administrada por el ASIC en donde los generadores anuncian la Energía Firme no comprometida y que voluntariamente quieren transar en el Mercado Secundario. Mediante este sistema de información el ASIC publicará la información de precios, cantidades y plazos de las transacciones del Mercado Secundario. Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme o Subasta: Proceso dinámico de negociación de Obligaciones de Energía Firme, con reglas definidas para la formación del precio y asignación de cantidades basada en las ofertas realizadas por los participantes. Subasta de Reconfiguración: Proceso de compra o venta de Obligaciones de Energía Firme mediante un mecanismo de subasta de sobre cerrado. Subastador: Persona natural o jurídica contratada por el Administrador de la Subasta, que tiene, entre otras tareas, establecer los precios de Apertura y Cierre para cada una de las rondas de la Subasta para la asignación de Obligaciones de Energía Firme. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 2) (Fuente: R CREG 140/17, Art. 11) (Fuente: R CREG 140/17, Art. 1) (Fuente: R CREG 139/11, Art. 1) (Fuente: R CREG 030/08, Art. 1) (Fuente: R CREG 019/08, Art. 1) (Fuente: R CREG 101/07, Art. 1) (Fuente: R CREG 061/07, Art. 11) (Fuente: R CREG 096/06, Art. 1) (Fuente: R CREG 079/06, Art. 1)
ARTÍCULO 1.43. DEFINICIONES. Para la aplicación del presente reglamento se tendrán en cuenta las definiciones establecidas en esta Resolución y aquellas que la adicionan, modifican o sustituyen y, en especial, las establecidas en el artículo 1.46R_CREG_0061_2007 - 1*NO EXISTE EL ARCHIVO .RTF y el artículo 1.42 y las siguientes definiciones: Año GPPS. Período de doce meses comprendidos entre el 1 de diciembre y el 30 de noviembre siguiente, que hacen parte del Período GPPS. 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 Título 3.16.21. Cantidad de Energía Firme para Balance GPPS. 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 entenderá como no presentada.
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Formato para Presentar Ofertas: 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 el Título 3.16.21. Grupo: Conjunto de GPPS que tienen el mismo número de años de antigüedad de asignaciones de OEF. Máxima Cantidad de Energía Firme. 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. Mínima Cantidad de Energía Firme: 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. Oferta en Sobre Cerrado u Oferta: Oferta de precio y cantidad que presenta en sobre cerrado un agente con GPPS al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales – ASIC. El precio deberá 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. Participante: Agente o persona jurídica con plantas que cumplen los requisitos establecidos en esta Resolución y en la resolución de que trata el artículo 3.16.3.1.2 de esta resolución, o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, para ser calificadas como GPPS, y que está interesada en recibir una determinada cantidad de asignación de obligaciones de energía firme de acuerdo a lo establecido en la regulación vigente. Período GPPS. Período comprendido entre el 1o de diciembre del año t+p+1 hasta la terminación del período de vigencia de OEF que inicia en el año t+10. Poder: 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 el Título 3.16.21 y en las demás normas de la República de Colombia. Subasta de Sobre Cerrado para Participantes con GPPS: Mecanismo de negociación para la asignación de Obligaciones de Energía Firme a los agentes o personas jurídicas que representen GPPS a través del cual cada uno de los agentes participan presentando una Oferta en Sobre Cerrado para la asignación de Obligaciones de Energía Firme que serán determinadas por el ASIC de acuerdo a los criterios definidos en esta Resolución. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 12 Num. 12.2) (Fuente: R CREG 057/08, Art. 1) (Fuente: R CREG 056/08, Art. 1) (Fuente: R CREG 040/08, ANEXO 12)
ARTÍCULO 1.44. DEFINICIONES. Para la interpretación y aplicación de esta resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones establecidas en las Leyes 142 y 143 de 1994 y en las resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes: Agente nuevo: Para los efectos de la Contratación del Promotor de la Subasta y de acuerdo con lo previsto en la Parte 3.16, son aquellas empresas que tengan únicamente plantas y/o
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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. Componente fija máxima: Valor máximo equivalente a 1.000 millones de pesos colombianos, destinado a cubrir todos los gastos fijos, impuestos, tasas y contribuciones de la promoción de la subasta. El valor que se pagará por este concepto al promotor seleccionado, será el que haya ofertado por esta componente en la respectiva convocatoria sin superar este máximo. Comisión de Exito Máxima: Valor máximo equivalente a 3.74 millones de dólares americanos, destinado a remunerar el éxito de la promoción, que incluye todos los impuestos, tasas y contribuciones que se generen. El valor que se pagará por este concepto al promotor seleccionado, será el que resulte de aplicar los criterios y la fórmu la establecidos en las Resoluciones 112 de 2006 y 008 de 2007 al valor que ofertó el proponente por comisión de éxito en la convocatoria sin superar este valor máximo. (Fuente: R CREG 008/07, Art. 1) (Fuente: R CREG 014/07, Art. 1)
ARTÍCULO 1.45. DEFINICIONES. Para la interpretación y aplicación de esta resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones establecidas en las Leyes 142 y 143 de 1994 y en las resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes: Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad, ENFICC: 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, de conformidad con lo establecido en la Parte 3.16 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan. (Fuente: R CREG 060/07, Art. 1)
ARTÍCULO 1.46. DEFINICIONES. Para la interpretación y aplicación de este Reglamento se tendrán en cuenta, además de las definiciones establecidas en las Leyes 142 y 143 de 1994 y en las resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes: Año de Vigencia de la Obligación: Período de doce meses contado desde el 1o de diciembre hasta el 30 de noviembre siguiente, que hace parte o coincide con el Período de Vigencia de la Obligación. Fecha de Inicio del Período de Vigencia de la Obligación o IPVO: 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. Incumplimiento Calificado de Cronograma: 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 3.16.2.1.6 de esta resolución. Incumplimiento Grave e Insalvable: Serán los eventos de incumplimiento establecidos en el artículo 13 del presente Reglamento.
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Mantener vigente una garantía: Se entenderá que los Agentes Generadores y las Personas Jurídicas Interesadas cumplen con su obligación de mantener vigentes las garantías, cuando presenten ante la CREG garantías constituidas con la vigencia indicada en los Capítulos 3 al 8 del presente Reglamento o con una vigencia inicial de un (1) año y las prorroguen conforme al requerimiento de vigencia establecido en los mencionados capítulos , por períodos mayores o iguales a un año, con al menos quince (15) días hábiles de anterioridad a la fecha de vencimiento de la garantía vigente. Persona Jurídica Interesada: 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 061/07, Art. 2A)
ARTÍCULO 1.47. DEFINICIONES. Para la interpretación y aplicación de esta resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones establecidas en las Leyes 142 y 143 de 1994 y en las resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes: Energía Disponible Adicional de Plantas o Unidades Térmicas para un Mes (EDAPTM): Es la cantidad de energía eléctrica que una planta o unidad de generación térmica es capaz de entregar continuamente, por encima de la ENFICC, en un período de un mes calendario. Para los efectos de esta resolución, se entiende que las plantas y/o unidades de generación a las cuales no se les ha calculado la ENFICC, tienen una ENFICC igual a cero (0). Mercado Secundario de Energía Firme o Mercado Secundario: 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. Plantas y/o Unidades de Generación con Información de Operación Insuficiente: Plantas y/o unidades de generación cuyas horas de operación, más las horas de indisponibilidad, no superan el 20% del total de las horas de los tres (3) años establecidos para el cálculo de su Índice de Indisponibilidad Histórica de Salidas Forzadas, IHF. Plantas y/o Unidades de Generación con Información Reciente: Plantas y/o unidades de generación que tengan menos de treinta y seis (36) meses de operación con la misma configuración con la que se está evaluando el Índice de Indisponibilidad Histórica de Salidas Forzadas, IHF. Cuando por decisión del agente se configuren diferentes unidades en una sola planta, su historia se tomará a partir de la fecha de entrada en operación de la última unidad del grupo. (Fuente: R CREG 062/07, Art. 2)
ARTÍCULO 1.48. DEFINICIONES. Para la interpretación y aplicación de esta resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones establecidas en las Leyes 142 y 143 de 1994 y en las resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes:
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Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad (ENFICC): 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. Modelo HIDENFICC: Modelo computacional publicado por la CREG mediante la Circular 064 de 2006 para calcular la ENFICC de acuerdo con la metodología establecida en la Parte 3.16 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan. Nivel ENFICC: Nivel del embalse calculado según el artículo 3.16.22.2 de esta resolución. Período de Optimización: Período de un año, contado desde el 1o de mayo del primer año hasta el 30 de abril del siguiente año, y así sucesivamente hasta completar el horizonte de análisis. (Fuente: R CREG 080/07, Art. 1)
ARTÍCULO 1.49. DEFINICIONES. Para efectos de la presente resolución, y de las demás reglamentaciones que desarrollen aspectos relacionados con la liquidación y facturación en el mercado mayorista de energía eléctrica o con la liquidación y facturación de los cargos por uso del SIN, se tendrán en cuenta las siguientes definiciones generales: Ajustes a la facturación: Facturación correspondiente a periodos que ya han sido facturados al menos una vez por parte del ASIC o del LAC. Facturación Mensual. 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 de períodos anteriores a este. Reclamación a la Facturación Mensual. Documento mediante el cual un agente presenta al ASIC o al LAC observaciones a la factura mensual o a los ajustes a la factura, con el fin de que se aclare, modifique o revoque. (Fuente: R CREG 084/07, Art. 1)
ARTÍCULO 1.50. DEFINICIONES. Para la interpretación y aplicación de esta resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones contenidas en las Leyes 142 y 143 de 1994 y en las resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes: Acceso al Sistema de Distribución: Es la utilización de los Sistemas de Distribución de energía eléctrica, por parte de Agentes y usuarios, a cambio del pago de cargos por uso de la red y de los cargos de conexión correspondientes. ACPM (Diésel Corriente): Aceite Combustible para Motores, corresponde al Fuel Oil número 2D y se referencia por las normas ASTM D 975 y NTC 1438. Actividad de Monitoreo. Actividad consistente en la recolección, administración y procesamiento centralizado de la información de cantidad, calidad y continuidad del servicio de generación de energía eléctrica en las Zonas No Interconectadas, a través de equipos y sistemas de información.
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Area de Servicio Exclusivo: 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. Año: Cada período de 365 días calendario, o 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. AOM: Corresponde a las labores de administración, operación y mantenimiento. Autoridad Contratante: Para efectos de la presente resolución es el Ministerio de Minas y Energía, de conformidad con lo establecido en el artículo 65 de la Ley 1151 de 2007. Biocombustible: Es un combustible obtenido a partir de biomasa, que para efectos de la presente resolución: 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. BTU: British Thermal Unit. Cargo Máximo de Distribución: Es el cargo máximo unitario de distribución en pesos por kWh ($/kWh), aprobado por la Comisión, aplicable a los Sistemas de Distribución de Energía Eléctrica en las Zonas No Interconectadas. Comercialización: 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. Comercializador: Persona jurídica que desarrolla la actividad de Comercialización en las ZNI. Conexiones de Acceso al Sistema de Distribución (Conexión): 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. Costo Unitario de Prestación del Servicio de Energía Eléctrica (CU): 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. Distribución de Energía Eléctrica con Red Física en ZNI: Es el transporte de energía eléctrica a través de redes físicas, desde la barra de entrega de energía del Generador al Sistema de Distribución, hasta la conexión de un usuario, de conformidad con la definición del numeral 14.25 de la Ley 142 de 1994.
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Distribución de Energía Eléctrica sin Red Física en ZNI: Es el suministro del servicio de disponibilidad de energía eléctrica o de potencia, a través de redes humanas de servicio, para ser generada o estar disponible en el domicilio del usuario. Distribuidor de Energía Eléctrica: Persona encargada de la administración, 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. Empresas de Servicios Públicos: Las definidas en el Título I, Capítulo I, de la Ley 142 de 1994. Fecha Base: Es la fecha a la cual se refieren los cargos de Generación, Distribución y Comercialización aprobados por la CREG para las ZNI. Para la presente resolución corresponderán al mes de diciembre de 2006. Fórmula Tarifaria Específica: 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. Fórmula Tarifaria General o Fórmula Tarifaria: 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. Fuel Oil número 2D: Es el ACPM definido en la presente resolución. Fuel Oil número 6: 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. Mercado Relevante de Comercialización: Conjunto de usuarios conectados a un mismo Sistema de Distribución Local o atendido sin red física por un Distribuidor. También se entiende por Mercado Relevante de Comercialización el conjunto de usuarios atendidos por un mismo Distribuidor mediante los Sistemas de Distribución que este opera o sin la utilización de redes físicas. Uno de estos Sistemas de Distribución puede estar conectado a un Sistema de Distribución operado por otro Distribuidor. Niveles de Tensión: Clasificación de los Sistemas de Distribución de las ZNI por niveles, en función de la tensión nominal de operación, según la siguiente definición: -- Nivel 3: Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 30 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.
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Obligación de Prestación del Servicio: Vínculo resultante del Proceso Competitivo que impone a un Agente el deber de prestar el servicio de una o varias actividades de energía eléctrica en un Area de Servicio Exclusivo durante el Período de Vigencia. Parque de Generación: Conjunto de unidades de generación con el que se atiende un Mercado Relevante de Comercialización. Parque de Generación Inicial. Conjunto de unidades de generación que será ofertado por el adjudicatario de la Obligación de Prestación del Servicio, en la propuesta que presente en el Proceso Competitivo. Pérdidas de Energía: Es la energía perdida en un Sistema de Distribución y reconocida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas. Período de Planeación: 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. Período de Preparación: Período de tiempo que transcurre entre la fecha de anuncio de la ejecución del Proceso Competitivo y el día de realización del mismo. Período de Vigencia: Período de tiempo durante el cual se genera la Obligación de Prestación del Servicio. Período Tarifario: 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. Proceso Competitivo: Invitación pública abierta para concursar por la asignación de Obligaciones de Prestación del Servicio en un Area de Servicio Exclusivo con reglas definidas por la autoridad competente para la determinación del precio y para asignar la obligación correspondiente. SIN: Sistema Interconectado Nacional. Sistema de Distribución: Es el conjunto de redes físicas de uso público que transportan energía eléctrica desde la barra de un Generador hasta el punto de derivación de las acometidas de los inmuebles, sin incluir su conexión y medición. No se incluyen los transformadores elevadores ni servicios auxiliares del Generador. Ventas: Se entiende como la totalidad de la energía eléctrica facturada en el Area de Servicio Exclusivo. Zonas No Interconectadas: Para todos los efectos relacionados con la prestación del servicio público de energía eléctrica se entiende por Zonas No Interconectadas a los municipios, corregimientos, localidades y caseríos no conectadas al Sistema Interconectado Nacional, SIN. (Fuente: R CREG 091/07, Art. 2) (Fuente: R CREG 097/09, Art. 1) (Fuente: R CREG 074/09, Art. 2) (Fuente: R CREG 074/09, Art. 1) (Fuente: R CREG 161/08, Art. 3) (Fuente: R CREG 161/08, Art. 2)
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ARTÍCULO 1.51. DEFINICIONES. Para la interpretación y aplicación de esta resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones establecidas en las Leyes 142 y 143 de 1994, otras leyes aplicables, decretos reglamentarios y resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes: Actividad de Comercialización Minorista: 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. Comercializador Minorista: Generador-Comercializador, Distribuidor-Comercializador Minorista o Comercializador Minorista que desarrolla la Actividad de Comercialización Minorista. Costo Base de Comercialización: Componente de la Fórmula Tarifaria que remunera los costos fijos de las actividades desarrolladas por los Comercializadores Minoristas de energía eléctrica que actúan en el Mercado Regulado y que se causan por usuario atendido en un Mercado de Comercialización. Costo Unitario de Prestación del Servicio de Energía Eléctrica: Es el costo económico eficiente de prestación del servicio al usuario final regulado, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh) y en pesos por factura 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. Demanda Comercial del Comercializador Minorista por Mercado de Comercialización: Corresponde al valor de la demanda de energía eléctrica del conjunto de Usuarios Regulados y No Regulados que son atendidos por un Comercializador Minorista afectado con las pérdidas técnicas reconocidas para el respectivo OR donde se encuentren conectadas sus fronteras comerciales, las pérdidas no técnicas asignadas a cada Comercializador Minorista conforme lo establezca la Comisión en resolución independiente y las pérdidas en el Sistema de Transmisión Nacional (STN). Demanda Comercial del Mercado Regulado: Corresponde al valor de la demanda de energía eléctrica del conjunto de Usuarios Regulados de un Mercado de Comercialización que son atendidos por un Comercializador Minorista afectada con las pérdidas técnicas reconocidas para el respectivo OR donde se encuentren conectadas sus fronteras comerciales, las pérdidas no técnicas asignadas a cada Comercializador Minorista conforme lo establezca la Comisión en resolución independiente y las pérdidas en el Sistema de Transmisión Nacional (STN). Indice de Precios: Es el índice que permite medir las variaciones en los precios de los componentes de las fórmulas tarifarias. Margen de Comercialización: Margen a reconocer a los Comercializadores Minoristas que atienden Usuarios Regulados, que refleja los costos variables de la actividad.
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Mercado de Comercialización: 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. Mercado Organizado Regulado, MOR: Conjunto de transacciones de energía eléctrica que se efectúan para suplir la demanda de los usuarios finales regulados y que son realizadas de forma centralizada y estandarizada. Pérdidas No Técnicas de Energía: Energía que se pierde en un Mercado de Comercialización por motivos diferentes al transporte y transformación de la energía eléctrica y cuya metodología de cálculo definirá la Comisión en resolución aparte. Pérdidas Técnicas de Energía: Energía que se pierde en los Sistemas de Transmisión Regional y/o Distribución Local durante el transporte y la transformación de la energía eléctrica y cuya metodología de cálculo definirá la Comisión en resolución aparte. Período Tarifario: Período de vigencia de la Fórmula Tarifaria General conforme a lo establecido en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994. Programa de Reducción de Pérdidas No Técnicas: 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. Senda de Reducción de Pérdidas: Trayectoria de niveles de pérdidas, que un Operador de Red deberá seguir en un período determinado para lograr el nivel de pérdidas eficientes. Su punto de inicio son las pérdidas actuales en el Mercado de Comercialización. La senda será expresada en índices decrecientes en el tiempo, y será establecida por la Comisión en resolución independiente. Tarifa: Es el valor resultante de aplicar al Costo Unitario de Prestación del Servicio el factor de subsidio o contribución autorizado legalmente. En el caso de los usuarios de estrato 4 y/o usuarios no residenciales que no son beneficiarios de subsidio, ni están sujetos al pago de contribución, la tarifa corresponde al Costo Unitario de Prestación del Servicio. (Fuente: R CREG 119/07, Art. 3)
ARTÍCULO 1.52. DEFINICIONES. Para la interpretación y aplicación de esta resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones establecidas en las Leyes 142 y 143 de 1994, otras leyes aplicables, decretos reglamentarios y resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes: Actividad de Comercialización Minorista: 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. Comercializador Minorista: Generador-Comercializador, DistribuidorComercializador o
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Comercializador que desarrolla la Actividad de Comercialización Minorista. Demanda Comercial del Comercializador Minorista por Mercado de Comercialización: 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 las pérdidas técnicas reconocidas para el OR al que esté conectada su demanda, las pérdidas no técnicas asignadas a cada Comercializador Minorista y las pérdidas en el Sistema de Transmisión Nacional (STN). Mercado de Comercialización: 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. Pérdidas No Técnicas de Energía: Energía que se pierde en un Mercado de Comercialización por motivos diferentes al transporte y transformación de la energía eléctrica y cuya metodología de cálculo definirá la Comisión en resolución aparte. Pérdidas Técnicas de Energía: Energía que se pierde en los Sistemas de Transmisión Regional y/o Distribución Local durante el transporte y la transformación de la energía eléctrica, cuyos valores se definirán en resolución aparte. Pérdidas Totales de Energía: 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 definirá la Comisión en resolución aparte. Plan de Reducción de Pérdidas No Técnicas: 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. Senda de Reducción de Pérdidas: Trayectoria de niveles de pérdidas totales de energía, que un Operador de Red deberá seguir en un período determinado para lograr el nivel de pérdidas eficientes de energía. Su punto de inicio será el nivel de las pérdidas totales de energía existentes en el Mercado de Comercialización correspondiente en el momento de aprobación de la Senda de Reducción de Pérdidas respectiva. La senda será expresada en índices decrecientes en el tiempo y será establecida por la Comisión en resolución independiente. (Fuente: R CREG 121/07, Art. 2)
ARTÍCULO 1.53. DEFINICIONES. Para efectos de aplicación del presente procedimiento se tendrán en cuenta las definiciones establecidas en las Resoluciones CREG 071 de 2006 y aquellas que la adicionan, modifican y sustituyen y en especial las establecidas en las Resoluciones CREG 102 y 061 de 2007 y las siguientes definiciones: 1. Actores: Serán las personas autorizadas para hacer parte en la Subasta, Participante, Subastador, Auditor y Administrador de la Subasta. 2. Captcha: Sistema de validación por imágenes que muestra en un formulario de ingreso una imagen con un conjunto de caracteres, el cual debe ser visualizado y digitado en un campo del
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formulario. El conjunto de caracteres está desfigurado de tal forma que sea difuso para que lo entienda un Programa OCR (del inglés Optical Character Recognition - Reconocimiento óptico de caracteres) y natural para un humano. 3. Equipo computacional y de comunicaciones del participante: Se considera como equipo computacional y de comunicaciones a todo aquel hardware, software, periféricos de telecomunicaciones o relacionado con cualquiera de estos que permite que el Sistema de Información pueda operar bajo condiciones normales de operación. 4. Bloque de ENFICC: Para una planta o unidad de generación corresponde a la ENFICC o a cada una de las fracciones de ENFICC para aquellas plantas o unidades que se les permite declarar fraccionamiento según la regulación vigente. 5. Mensajería: Funcionalidad en una sola vía, por medio del cual los Participantes recibirán a través del Sistema de Subasta la información del Administrador de la misma. 6. Oferentes: Participantes que de acuerdo a la regulación vigente puede presentar ofertas en las Rondas de la Subasta. 7. Participante: Agente o Persona Jurídica Interesada habilitado a participar en la Subasta de acuerdo con lo establecido en la regulación vigente que representa una o varias plantas y/o unidades de generación. 8. Poder: Documento que certifica la delegación por parte del Agente o Persona Jurídica Interesada, a una persona natural quien tendrá las facultades para representar jurídicamente a las plantas o unidades de generación en la Subasta o en la presentación de la(s) oferta(s). (Fuente: R CREG 039/08, ANEXO Art. 2)
ARTÍCULO 1.54. DEFINICIONES. Para la interpretación y aplicación de esta Resolución, se tendrán en cuenta, además de las definiciones establecidas en las Leyes 142 y 143 de 1994, en el Decreto 388 de 2007 y en las resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes: Activos de Conexión del OR al STN. Son los bienes que se requieren para que un Operador de Red se conecte físicamente al Sistema de Transmisión Nacional. Se consideran como Activos de Conexión del OR al STN las siguientes UC: la Bahía de Transformador con tensión mayor o igual a 220 kV, el Transformador con una tensión primaria mayor o igual a 220 kV y, secundaria o terciaria, cualquier tensión inferior a 220 kV y las Bahías de Transformador de los lados de baja tensión. En las subestaciones del STN con configuración de anillo o interruptor y medio no se remunerarán, a través de cargos por uso de la actividad de distribución, las bahías con tensión mayor o igual a 220 kV. Los Activos de Conexión del OR al STN se remunerarán mediante Cargos por Uso y por lo tanto hacen parte de los activos de uso de los STR. El OR es el responsable por la Operación y Mantenimiento de estos activos. Cuando estos activos sean compartidos por dos o más OR, éstos deberán acordar cuál de ellos se encargará de la operación y el mantenimiento y el valor a remunerar entre ellos por
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dichas actividades. Activos de Conexión a un STR o a un SDL. Son los bienes que se requieren para que un Operador de Red se conecte físicamente a un Sistema de Transmisión Regional o a un Sistema de Distribución Local 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. Los Activos de Conexión utilizados para conectar un OR al STR o al SDL de otro OR serán considerados en el cálculo de los cargos por uso del OR que se conecta y su operación y mantenimiento estarán bajo su responsabilidad. Cuando estos activos sean compartidos por dos o más OR, éstos deberán acordar cuál de ellos se encargará de la operación y el mantenimiento y el valor a remunerar entre ellos por dichas actividades. Se preservan las situaciones particulares y concretas consolidadas con anterioridad a la entrada en vigencia de la presente resolución en las que, en los términos y con el alcance de la definición de Activos de Conexión a un STR o a un SDL prevista en el artículo 1o de la Resolución CREG 082 de 2002 , se tengan varios usuarios finales usando Activos de Conexión al SDL y con la medida en el Nivel de Tensión 1 y la respectiva solicitud de conexión haya sido presentada en los términos del Numeral 4 del Anexo General de la Resolución CREG 070 de 1998. A estos usuarios se les cobrarán cargos por uso de Nivel de Tensión 2 ó 3 y para la determinación del consumo se debe referir la medida al Nivel de Tensión que corresponda utilizando el factor Pj,1 de que trata el Título 5.14.12. Activos del Nivel de Tensión 1. Son los conformados por las redes de transporte que operan a tensiones menores de 1 kV y los transformadores con voltaje secundario menor a 1 kV que las alimentan, incluyendo las protecciones y equipos de maniobra asociados, sin incluir los que hacen parte de instalaciones internas. Estos activos son considerados activos de uso. Activos de Uso de STR y SDL. Son aquellos activos de transporte de electricidad que operan a tensiones inferiores a 220 kV, se clasifican en UC, no son Activos de Conexión y son remunerados mediante Cargos por Uso de STR o SDL. Activos en Operación. 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. Activos no eléctricos. 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, herramientas, etc.) equipos de Cómputo y equipos de Comunicaciones. AOM. Valor de los gastos de administración, operación y mantenimiento correspondientes a la
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actividad de distribución de energía eléctrica en los STR y SDL, incluyendo los activos de Nivel de Tensión 1. Base de Inversiones: Es el conjunto de UC que un Operador de Red requiere para prestar el servicio con una cobertura y calidad determinadas. Cargos Máximos por Niveles de Tensión 1, 2, 3. Son los cargos expresados en $/kWh para cada Nivel de Tensión que remuneran el uso de los Sistemas de Distribución Local. Cargos de los STR. Son los cargos expresados en $/kWh que remuneran los Activos de Uso del Nivel de Tensión 4 de los OR. Cargos por Uso del OR. Son los 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. Centro Nacional de Despacho (CND): Entidad encargada de la planeación, supervisión y control de la operación integrada de los recursos de generación, interconexión y transmisión del Sistema Interconectado Nacional, teniendo como objetivo una operación segura, confiable y económica, con sujeción a la reglamentación vigente y a los Acuerdos del CNO. Conexión y Acceso a Redes. 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. Costos Medios del Operador de Red: 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. Disponibilidad. Se define como 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. Evento. Situación que causa la indisponibilidad parcial o total de un Activo de Uso de los STR o SDL. Fecha de Corte. Es el 31 de diciembre del año inmediatamente anterior al de la fecha de presentación de la solicitud de costos y cargos. Índice Anual Agrupado de la Discontinuidad (IAAD). 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. Índice de Referencia Agrupado de la Discontinuidad (IRAD). 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.
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Índice Trimestral Agrupado de la Discontinuidad (ITAD). 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. Indisponibilidad. Se define como el tiempo sobre un período dado, durante el cual un Activo de Uso no estuvo en servicio o disponible para el servicio, con toda o parte de su Capacidad Nominal. Liquidador y Administrador de Cuentas -LAC-: Entidad encargada de la Liquidación y Administración de Cuentas de los cargos por 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. Mantenimiento Mayor. 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. Mercado de Comercialización: 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. Metodología de Ingreso Regulado (Revenue Cap). 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. Metodología de Precio Máximo (Price Cap). 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. Migración de Usuarios a Niveles de Tensión Superiores (MUNTS): Es la conexión de un usuario final al sistema de un OR en un Nivel de Tensión superior al que se encontraba conectado. Niveles de Tensión. 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. Nodo. Punto donde se conectan físicamente varios elementos de un sistema eléctrico. Normalmente es el barraje de una subestación. Operador de Red de STR y SDL (OR). Persona encargada de la planeación de la expansión,
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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. Sistema de Distribución Local (SDL). Sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a los Niveles de Tensión 3, 2 y 1 dedicados a la prestación del servicio en un Mercado de Comercialización. Sistema de Transmisión Regional (STR). Sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por los Activos de Conexión del OR al STN y el conjunto de líneas, equipos y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan en el Nivel de Tensión 4. Los STR pueden estar conformados por los activos de uno o más Operadores de Red. Sistema de Transmisión Nacional (STN). Es el sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, equipos de compensación y subestaciones que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV, los transformadores con este nivel de tensión en el lado de baja y los correspondientes módulos de conexión. Tasas de Retorno. Tasas calculadas a partir de la estimación del Costo Promedio Ponderado de Capital (WACC) establecido para la actividad de distribución de energía eléctrica en términos constantes y antes de impuestos. Se determina una Tasa de Retorno para remuneración con la Metodología de Ingreso Regulado y otra para remuneración con la Metodología de Precio Máximo. Unidad Constructiva (UC). Conjunto de elementos que conforman una unidad típica de un sistema eléctrico, destinada a la conexión de otros elementos de una red, al transporte o a la transformación de la energía eléctrica, o a la supervisión o al control de la operación de activos de los STR o SDL y relacionados en el CAPÍTULO V del Anexo General. Unidad Constructiva Especial. Es aquella que por sus características técnicas no se puede tipificar en ninguna de las UC enlistadas en el CAPÍTULO V del Anexo General de la presente resolución. Universalización del Servicio: Objetivo consistente en ampliar la cobertura del servicio eléctrico a toda la población, así como, garantizar el sostenimiento de dicho servicio a la población ya cubierta por el mismo, teniendo en cuenta criterios técnicos y económicos. Usuario. Persona natural o jurídica que se beneficia con la prestación de un servicio público, bien como propietario del inmueble en donde éste se presta, o como receptor directo del servicio. A este último usuario se le denomina también consumidor. Para los efectos de esta Resolución se denominará Usuario Final. Usuarios de los STR o SDL. Son los Usuarios finales del servicio de energía eléctrica, Operadores de Red y Generadores conectados a estos sistemas. Zonas Especiales. Son aquellas zonas definidas en el Decreto 4978 del 2007. (Fuente: R CREG 097/08, Art. 1) (Fuente: R CREG 133/08, Art. 1)
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ARTÍCULO 1.55. DEFINICIONES. Para la interpretación y aplicación de esta resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones contenidas en las Leyes 142 y 143 de 1994 y en las resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes: Actividad de Monitoreo: Actividad consistente en la recolección, administración y procesamiento centralizado de la información de cantidad, calidad y continuidad del servicio de generación de energía eléctrica en las Zonas No Interconectadas, a través de equipos y sistemas de información. Año: Cada período de 365 días calendario, o 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. AOM: Corresponde a las labores de administración, operación y mantenimiento. Area de Servicio Exclusivo: Es el área geográfica correspondiente a los municipios, cabeceras municipales o centros poblados sobre las cuales la Autoridad Contratante otorga exclusividad en la prestación del servicio mediante contratos. Autoridad Contratante: Para efectos de la presente resolución es el Ministerio de Minas y Energía, de conformidad con lo establecido en el artículo 65 de la Ley 1151 de 2007. BTU: British Thermal Unit. Comercialización: 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. Comercializador: Persona jurídica que desarrolla la actividad de Comercialización en el Archipiélago de San Andrés, Providencia y Santa Catalina. Costo Unitario de Prestación del Servicio de Energía Eléctrica (CU): 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. Distribuidor de Energía Eléctrica: Persona encargada de la administración, 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. Empresas de Servicios Públicos: Las definidas en el Título I, Capítulo I, de la Ley 142 de 1994. Fórmula Tarifaria General o Fórmula Tarifaria: 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.
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Obligación de Prestación del Servicio: 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 Area de Servicio Exclusivo durante el Período de Vigencia, según lo definido previamente en dicho Proceso Competitivo. Parque de Generación: Conjunto de unidades de generación con el que se atiende un Area de Servicio Exclusivo. Parque de Generación Inicial. Conjunto de unidades de generación ofertado por el adjudicatario de la Obligación de Prestación del Servicio en la propuesta que presente en el Proceso Competitivo.
Pérdidas de Energía: Es la energía perdida en un Sistema de Distribución y reconocida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas. Período de Planeación: 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. Período de Preparación: Período de tiempo que transcurre entre la fecha de anuncio de la ejecución del Proceso Competitivo y el día de realización del mismo. Período de Vigencia: Período de tiempo durante el cual se genera la Obligación de Prestación del Servicio. Proceso Competitivo: Invitación pública abierta para concursar por la asignación de la Obligación de Prestación del Servicio en un Area de Servicio Exclusivo con reglas definidas por la Autoridad Contratante para la determinación del precio y para asignar la obligación correspondiente. Sistema de Distribución: Es el conjunto de redes físicas de uso público que transportan energía eléctrica desde la barra de un generador hasta el punto de derivación de las acometidas de los inmuebles, sin incluir su conexión y medición. No se incluyen los transformadores elevadores ni servicios auxiliares del generador. Ventas: Se entiende como la totalidad de la energía eléctrica facturada en el Area de Servicio Exclusivo. Zonas No Interconectadas: Para todos los efectos relacionados con la prestación del servicio público de energía eléctrica se entiende por Zonas No Interconectadas a los municipios, corregimientos, localidades y caseríos no conectadas al Sistema Interconectado Nacional, SIN. (Fuente: R CREG 160/08, Art. 2) (Fuente: R CREG 073/09, Art. 2)
ARTÍCULO 1.56. DEFINICIONES. Para la interpretación y aplicación de esta resolución se tendrán en cuenta además de las definiciones establecidas en las Leyes 142 y 143 de 1994 y en las resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes:
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Activos de Conexión al STN. Son los bienes que se requieren para que un generador, Operador de Red, Usuario Final, o varios de los anteriores, se conecten físicamente al Sistema de Transmisión Nacional. Los Activos de Conexión al STN se remunerarán a través de contratos entre el propietario y los usuarios respectivos del activo de conexión. Activos de Uso del STN. 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. Las bahías de transformador con tensión mayor o igual a 220 kv, que utiliza un OR para conectarse al STN en las subestaciones con configuración de anillo o de interruptor y medio, se remunerarán a través de cargos por uso de la actividad de transmisión, una vez empiecen a aplicarse a dicho OR los costos y cargos aprobados con la metodología del Título 5.7.1. Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales -ASIC-. 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). AOM. Gastos de administración, operación y mantenimiento correspondientes a la actividad de transmisión de energía eléctrica en el Sistema de Transmisión Nacional. Bahía. Conjunto conformado por los equipos que se utilizan para conectar una línea de transmisión, o equipo de compensación, o un transformador, o un autotransformador al barraje de una subestación, y los equipos que se utilizan para seccionar o acoplar barrajes, o para transferir la carga de un barraje a otro. Capacidad Nominal de Activos de Uso del STN. Para los Activos de Uso del STN la Capacidad Nominal será igual a la capacidad que se encuentre declarada ante el CND al momento de entrar en vigencia la presente resolución. Para Activos de Uso del STN que con posterioridad a esta fecha resulten de ampliaciones o de procesos de libre concurrencia, esta capacidad deberá ser declarada por el Transmisor al CND con anterioridad a la entrada en operación comercial de los mismos y deberá ser mayor o igual a la establecida por la UPME. Cargo por Uso Monomio. Cargo monomio por unidad de energía, expresado en $/kWh. Cargos por Uso Monomios Horarios. Cargos por Uso, por unidad de energía, expresados en $/kWh y diferenciados para cada uno de los Períodos de Carga. Centro de Supervisión y Maniobra. Centros a través de los cuales se supervisa la operación y las maniobras en las redes y subestaciones de propiedad del Transmisor Nacional, con sujeción a las instrucciones impartidas por el CND y teniendo como objetivo una operación segura y confiable del SIN, con sujeción a la reglamentación vigente y los Acuerdos del Consejo Nacional de Operación –CNO-.
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Centro Nacional de Despacho -CND-. Entidad encargada de la planeación, supervisión y control de la operación integrada de los recursos de generación, interconexión y transmisión del Sistema Interconectado Nacional, teniendo como objetivo una operación segura, confiable y económica, con sujeción a la reglamentación vigente y a los Acuerdos del CNO. Compensación. Es el valor en que se reduce el Ingreso Regulado de cada TN por variaciones que excedan o superen los límites establecidos para las características de calidad a las que está asociado dicho Ingreso. Conexión Profunda. Activos de Uso del STN cuya construcción se requiere para responder positivamente a una solicitud de conexión de un Usuario al STN. Consignación de Emergencia. Es el procedimiento mediante el cual se autoriza, previa declaración del agente responsable, la realización de un mantenimiento y/o desconexión de un equipo o activo del STN, de una instalación o de parte de ella, cuando su estado ponga en peligro la seguridad de personas, de equipos o de instalaciones de tal forma que no es posible cumplir con el procedimiento de programación del mantenimiento respectivo. Consignación. Es el procedimiento mediante el cual un Transmisor solicita, y el CND estudia y autoriza la intervención de un equipo, de una instalación o de parte de ella. Costo de Reposición de un Activo. Es el costo de renovar el activo actualmente en servicio, con otro equivalente, que cumpla como mínimo las mismas funciones y los mismos o mayores estándares de calidad y servicio, valorado a precios eficientes de mercado. Costo Unitario por Unidad Constructiva. Valor unitario de una Unidad Constructiva, ($/UC), establecido en esta resolución, de acuerdo con precios del mercado, para remunerar los activos del Sistema de Transmisión Nacional. Disponibilidad. Se define como el tiempo total sobre un período dado, durante el cual un Activo de Uso del STN estuvo en servicio, o disponible para el servicio. La Disponibilidad siempre estará asociada con la Capacidad Nominal del Activo, en condiciones normales de operación. Elementos Técnicos. Son los equipos y/o materiales que conforman las Unidades Constructivas. Energía no Suministrada. Diferencia entre la cantidad de energía de la predicción horaria de demanda para el Despacho Económico que estima el CND y la cantidad de energía suministrada. Evento. Situación que causa la indisponibilidad parcial o total de un Activo de Uso del STN. Factor de Instalación (FI). 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. Indisponibilidad. Se define como el tiempo sobre un período dado, durante el cual un Activo
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de Uso del STN no estuvo en servicio o disponible para el servicio, con toda o parte de su Capacidad Nominal. Un Activo estará indisponible cuando no esté disponible para el servicio, independientemente de que su función esté siendo suplida por otro activo del SIN. Liquidador y Administrador de Cuentas -LAC-: 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. Mantenimiento Mayor. Mantenimiento de Activos de Uso del STN 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. Mes, mes Calendario o mes Completo. Para los efectos de esta resolución, se entiende por mes o mes calendario o mes completo cada uno de los doce meses del año, con su totalidad de días. La remuneración de la actividad de transmisión se liquidará por mes completo y no por fracción de mes. Módulo de Compensación: Es el conjunto conformado por los equipos de compensación capacitiva o reactiva y los equipos asociados que se conectan a las bahías de compensación dependiendo de la configuración, salvo lo previsto en el Capítulo 3 de esta resolución para el caso en que se incluye una Unidad Constructiva en la que la bahía y el módulo de compensación forman una sola unidad. Operador de Red de STR y SDL (OR). 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. Período de Carga Máxima. 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. Período de Carga Media. 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. Período de Carga Mínima. Corresponde a las horas comprendidas entre las 00:00 y las 4:00 horas y las 23:00 y las 24:00 horas. Producer Price Index (PPI). 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). Sistema de Transmisión Nacional (STN). Es el sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, equipos de compensación y subestaciones que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV, los transformadores con tensiones iguales o superiores a 220 kV en el lado de baja, y los correspondientes módulos de conexión.
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Sistema Interconectado Nacional (SIN). Es el sistema compuesto por los siguientes elementos conectados entre sí: las plantas y equipos de generación, la red de interconexión, las redes regionales e interregionales de transmisión, las redes de distribución, y las cargas eléctricas de los usuarios. Trabajos de Expansión. Son las actividades necesarias para la entrada en operación comercial de los proyectos contenidos en el Plan de Expansión elaborado por la UPME y adoptado por el Ministerio de Minas y Energía (MME), de Activos de Conexión o de Uso del STN, la conexión de un generador o de un usuario al STN y los asociados con la reposición o cambio de equipos en activos del STN. Transmisión de Energía Eléctrica. Es la actividad consistente en el transporte de energía eléctrica por sistemas de transmisión y la operación, mantenimiento y expansión del Sistema de Transmisión Nacional. Transmisor Nacional (TN). Persona jurídica que realiza la actividad de Transmisión de Energía Eléctrica en el STN o que ha constituido una empresa cuyo objeto es el desarrollo de dichas actividades. Para todos los propósitos son las empresas que tienen aprobado por la CREG un inventario de activos del STN o un Ingreso Esperado. El TN siempre debe ser una Empresa de Servicios Públicos Domiciliarios. Transportador. Con este término se denomina genéricamente en esta Resolución a: los TN, los propietarios de Activos de Uso del STN, los Operadores de Red, o los propietarios de Activos de Uso de STR´s y/o SDL´s. Unidad Constructiva (UC). Conjunto de elementos que conforman una unidad típica de un sistema eléctrico, orientada a la conexión de otros elementos de una red, al transporte o a la transformación de la energía eléctrica, o a la supervisión o al control de la operación de activos del STN. Usuario o Usuario del STN. Son los Usuarios Finales del servicio de energía eléctrica, los Operadores de Red y los Generadores conectados directamente al Sistema de Transmisión Nacional. Usuario Final. Persona natural o jurídica que se beneficia con la prestación de un servicio público, bien como propietario del inmueble en donde este se presta, o como receptor directo del servicio. A este último usuario se le denomina también consumidor. (Fuente: R CREG 011/09, Art. 3)
ARTÍCULO 1.57. DEFINICIÓN DE PRECIO DE ARRANQUE-PARADA. Se adopta la siguiente definición que aplicará para los efectos de la presente resolución y de las demás normas pertinentes del Reglamento de Operación que regulan el funcionamiento del Mercado de Energía Mayorista: Precio de Arranque-Parada. Es el valor, expresado en dólares de los Estados Unidos de Norte América, ofertado por un agente generador al Centro Nacional de Despacho por un arranque-parada de cada planta o unidad térmica que representa comercialmente en el Mercado de Energía Mayorista.
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(Fuente: R CREG 051/09, Art. 1)
ARTÍCULO 1.58. DEFINICIONES. Para la interpretación y aplicación de esta Resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones contenidas en las Leyes 142 y 143 de 1994 y en las resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes: Actividad de Generación: La actividad de generación de energía eléctrica en las ZNI, que desarrolla un prestador de servicios públicos, consiste en la producción y en la venta de energía eléctrica a un prestador que desarrolle la actividad de comercialización en las ZNI. Area de Servicio Exclusivo – ASE: 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 de energía eléctrica, mediante contratos. Comercialización de Gas Natural: Actividad de compra y/o venta de Gas Natural a título oneroso. Comercializador de Gas Natural: Todo aquel que de acuerdo con el artículo 15 de la Ley 142 de 1994, tenga como actividad la Comercialización de Gas Natural. Comercialización Mayorista de GLP: Actividad consistente en el suministro de GLP al por mayor y a granel, con destino al servicio público domiciliario de GLP. Comercializador Mayorista de GLP: Empresa de servicios públicos, salvo lo dispuesto en el artículo 15.2 de la Ley 142 de 1994, cuya actividad es la comercialización de GLP, producido y/o importado directamente o por terceros, a distribuidores de GLP, otros comercializadores mayoristas y usuarios no regulados. Comercialización Minorista de GLP: Actividad que consiste en la entrega de GLP en cilindros en el domicilio del usuario final o en expendios. Incluye la compra del producto envasado mediante contrato exclusivo con un distribuidor, cuando aplique, el flete del producto en cilindros, la celebración de los contratos de servicios públicos con los usuarios y la atención comercial de los usuarios. Cuando la comercialización de GLP se realiza a través de redes locales de gasoductos está sujeta a la Resolución CREG 011 de 2003 , o aquella que la modifique o sustituya. Comercializador Minorista de GLP: Empresa de servicios públicos que cumpliendo con los requisitos exigidos en la Resolución CREG 023 de 2008 , o aquella que la modifique o adicione o complemente, ejerce la actividad de Comercialización Minorista. El Comercializador Minorista de GLP puede ser a la vez distribuidor de GLP. Gas Combustible: 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. Gas Licuado de Petróleo – GLP: Es una mezcla de hidrocarburos extraídos del procesamiento del Gas Natural o del petróleo, gaseosos en condiciones atmosféricas, que se licuan fácilmente por enfriamiento o compresión. El GLP está constituido principalmente por propano y butano y cumple con las especificaciones de calidad contenidas en la norma NTC-
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2303 o aquellas que la modifiquen o sustituyan. Gas Natural: 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. Precio de Combustible: Es el precio del combustible de origen fósil puesto en el sitio de la planta i del parque de generación, en el mes m, expresado en pesos por millón de BTU ($/MBTU), denominado como PCm en los Capítulos 3 y el Capítulo 11.2.2.5 y en el artículo 7o de la Resolución CREG 161 de 2008 . Precio Techo: Es el precio máximo del combustible puesto en el sitio de la planta de generación que se reconocerá al prestador del servicio de energía eléctrica en el ASE de las ZNI. Producción de Gas Natural: Actividad desarrollada por el Productor Comercializador de Gas Natural. Productor Comercializador de Gas Natural: Es el Productor de Gas Natural que vende gas a un agente diferente del asociado. Zonas No Interconectadas – ZNI: Para todos los efectos relacionados con la prestación del servicio público de energía eléctrica se entiende por Zonas No Interconectadas a los municipios, corregimientos, localidades y caseríos no conectadas al Sistema Interconectado Nacional. (Fuente: R CREG 059/09, Art. 1)
ARTÍCULO 1.59. DEFINICIONES. Para efectos de la presente resolución, y de las demás regulaciones que desarrollen aspectos relacionados con la Demanda Desconectable Voluntariamente –DDV, además de las definiciones contenidas en el artículo 1.42, se aplicarán las siguientes definiciones: Plantas de Emergencia. Son aquellas plantas o unidades de generación que utilizan los usuarios para atender exclusivamente su propio consumo, ante interrupciones del suministro eléctrico a través del Sistema Interconectado Nacional –SIN. No se podrá vender energía eléctrica de estas plantas o unidades de generación en el Mercado Mayorista ni inyectar dicha energía a las redes uso general del SIN para atender a otros usuarios finales. Frontera DDV. Frontera Comercial utilizada para medir los consumos de la demanda desconectable de un usuario, utilizada en los mecanismos de DDV con medición directa. Demanda Desconectable Voluntaria Verificada (DDVV): Es la DDV que efectivamente fue reducida de manera voluntaria por los usuarios, verificada conforme a lo establecido en esta Resolución, y que se considerará para la liquidación del Mercado Mayorista. (Fuente: R CREG 063/10, Art. 3)
ARTÍCULO 1.60. DEFINICIONES. Para efectos de lo dispuesto en la presente resolución se
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aplicarán las definiciones contenidas en el artículo 1.13, y las siguientes: Beneficiario Real: De acuerdo con lo dispuesto en el artículo 37 de la Ley 142 de 1994, es la persona o grupo de personas naturales o jurídicas sin importar su naturaleza, que se benefician de acuerdos, transacciones u operaciones relacionados con su participación directa o indirecta en las actividades generación, transmisión, distribución y comercialización. Este concepto será aplicado para efectos de lo dispuesto en esta resolución. Franja de Potencia: Es el resultado de sustraer la Demanda Máxima Promedio Anual de Energía de la Disponibilidad Promedio Anual. Empresa: Persona natural o jurídica que, según lo dispuesto por el artículo 15 y el parágrafo 1o del artículo 17 de la Ley 142 de 1994, desarrolla la actividad de generación, transmisión, distribución o comercialización de energía eléctrica, bien sea que desarrolle una de esas actividades en forma exclusiva o en forma combinada con otras actividades del sector eléctrico, cualquiera de ellas sea la actividad principal. También comprende a las personas naturales o jurídicas con quienes estas tengan una relación de control, ya sea en calidad de matriz, filial, subsidiaria o subordinada en los términos de la legislación comercial y del Decreto 2153 de 1992. Operación: Condición en la cual una empresa en virtud de la posesión, tenencia, usufructo o cualquier otro título determina el uso de unos activos de generación. Representación ante el Mercado Mayorista de Electricidad: Condición en la cual un agente del Mercado Mayorista tiene poder de disposición para efectos de realizar transacciones en el Mercado Mayorista de la energía asociada a las plantas o unidades de generación de otra empresa. (Fuente: R CREG 101/10, Art. 1)
ARTÍCULO 1.61. DEFINICIONES. Para efectos de la presente resolución se aplicarán las siguientes definiciones: Calor Útil: Es la energía térmica obtenida como resultado de un proceso de Cogeneración destinada al consumo propio o de terceros en procesos industriales o comerciales. Centro Nacional de Despacho (CND): Entidad encargada de la planeación, supervisión y control de la operación integrada de los recursos de generación, interconexión y transmisión del Sistema Interconectado Nacional, teniendo como objetivo una operación segura, confiable y económica, con sujeción a la regulación vigente y a los Acuerdos del CNO. Cogeneración: Proceso de producción combinada de energía eléctrica y energía térmica, que hace parte integrante de la actividad productiva de quien produce dichas energías, destinadas ambas al consumo propio o de terceros en procesos industriales o comerciales, de acuerdo con lo establecido en la Ley 1215 de 2008 y en la presente resolución. Cogenerador: Persona natural o jurídica que tiene un proceso de producción combinada de energía eléctrica y energía térmica como parte integrante de su actividad productiva, que reúne las condiciones y requisitos técnicos para ser considerado como cogeneración. El
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Cogenerador puede o no, ser el propietario de los activos que conforman el sistema de Cogeneración; en todo caso el proceso de cogeneración deberá ser de quien realice la actividad productiva de la cual hace parte. Cogenerador existente: Se consideran Cogeneradores Existentes aquellos Cogeneradores que estén registrados ante el ASIC y se encuentren en operación al momento de la expedición de esta resolución, al igual que aquellos proyectos que se encuentren registrados ante la UPME en la FASE III de acuerdo a la Resolución UPME 0638 de diciembre de 2007. Cogeneradores nuevos: Se consideran Cogeneradores Nuevos aquellos que al momento de la entrada en vigencia de esta resolución no han iniciado su construcción o, habiéndolo iniciado están registrados ante la UPME en Fase I o Fase II de acuerdo a la Resolución UPME 0638 de diciembre de 2007, y que una vez entren en operación acrediten el cumplimiento de los requisitos que en esta resolución se definen. Combustible de Origen Agrícola (COA): Corresponde a residuos de procesos agrícolas y plantas cultivadas para ser aprovechadas como energéticos. Combustible principal para Cogeneración: Corresponde al combustible que aporta o se proyecte aporte más del cincuenta por ciento de la energía primaria al proceso de producción combinada de energía eléctrica y energía térmica en un periodo de un año de operación. Consejo Nacional de Operación (CNO): Es el organismo encargado de acordar los aspectos técnicos para garantizar que la operación integrada del SIN sea segura, confiable y económica y ser el órgano ejecutor del Reglamento de Operación y velar por su cumplimiento. Demanda Comercial: Corresponde al valor de la demanda real del comercializador, que incluye los factores de pérdidas en las redes de transmisión regional o de distribución local para referir a nivel de 220 kV y las pérdidas del STN. Demanda Total Doméstica: Sumatoria de los valores de la demanda doméstica de todos los comercializadores, que incluye los factores de pérdidas para referir a nivel de 220 kV y las pérdidas del STN. Obligación de Energía Firme: Vínculo resultante de la Subasta 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 de Activación. 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 esta resolución. Sistema de Distribución Local (SDL): Sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a los Niveles de Tensión 3, 2 y 1 dedicados a la prestación del servicio en un Mercado de Comercialización. Sistema de Transmisión Regional (STR): Sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por los Activos de Conexión del OR al STN y el conjunto de líneas, equipos y
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subestaciones, con sus equipos asociados, que operan en el Nivel de Tensión 4. Los STR pueden estar conformados por los activos de uno o más Operadores de Red. Sistema de Transmisión Nacional (STN): Es el sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, equipos y subestaciones que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV, los transformadores con este nivel de tensión en el lado de baja y los correspondientes módulos de conexión. Sistema Interconectado Nacional (SIN): Es el sistema compuesto por los siguientes elementos conectados entre sí: las plantas y equipos de generación, la red de interconexión, las redes regionales e interregionales de transmisión, las redes de distribución, y las cargas eléctricas de los usuarios. (Fuente: R CREG 005/10, Art. 1) (Fuente: R CREG 140/17, Art. 11)
ARTÍCULO 1.62. DEFINICIONES. Rendimiento Eléctrico Equivalente (REE): Corresponde a la relación entre la Energía primaria del combustible, la Energía Eléctrica y el Calor Útil, tal como está definido en el literal a) del artículo 3.14.2.1 de esta resolución.
Energía Eléctrica (EE): Producción total bruta de energía eléctrica en el proceso, expresada en kWh. Por consiguiente, incluye tanto la energía eléctrica usada en el proceso productivo propio como los excedentes entregados a terceros. Energía primaria del combustible (EP): Energía primaria del combustible consumido por el proceso, expresada en kWh, y calculada empleando el Poder Calorífico Inferior del combustible. Calor Útil (CU): Es la energía térmica obtenida como resultado de un proceso de Cogeneración, destinada al consumo propio o de terceros en procesos industriales o comerciales. Fluido transportador de Calor Útil: Es el medio utilizado en el proceso de cogeneración para transportar y suministrar el calor útil al proceso productivo asociado. Los más comúnmente usados son el vapor, el agua, los líquidos térmicos y gases calientes. Producción mínima de energía eléctrica y térmica en el proceso: Es la menor proporción aceptada a los Cogeneradores, según el Título 3.14.2, entre la Energía Térmica o Energía Eléctrica producidas en un proceso de cogeneración y la energía total (Eléctrica más Térmica) producida en el mismo proceso de cogeneración, expresada en porcentaje [%] con aproximación a un (1) decimal. De acuerdo con el parágrafo 2o del artículo 3.14.2.1 de esta resolución, para los cálculos señalados en los literales a) y b) de dicho artículo solo se podrá considerar como energía
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térmica el Calor Útil. Auditoría: Labor que realiza una persona jurídica escogida de la lista definida por el CNO para el efecto, mediante la cual un cogenerador certifica el REE de su proceso y el cumplimiento de la proporción de la producción de energía eléctrica y térmica. Calibración: Operación que bajo condiciones específicas establece, en una primera etapa, una relación entre los valores y sus incertidumbres de medición asociadas obtenidas a partir de los patrones de medición, y las correspondientes indicaciones con las incertidumbres asociadas y, en una segunda etapa, utiliza esta información para establecer una relación que permita obtener un resultado de medición a partir de una indicación. Laboratorio de pruebas y ensayo acreditado: Laboratorio que posee la competencia e idoneidad necesarias para llevar a cabo en forma general la determinación de las características, aptitud o funcionamiento de materiales o productos y que ha sido reconocido por el Organismo Nacional de Acreditación de Colombia, ONAC, la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC) de Colombia o la autoridad competente. Combustible: Es la fuente de energía primaria del proceso de cogeneración. La Título 3.14.2 señala los tipos de combustible usados en la cogeneración: Gaseosos: El gas natural. Líquidos: Son los combustibles derivados del petróleo, para los fines de esta resolución se dividen en: hidrocarburos con grados API < 30 e hidrocarburos con grados API > 30. Sólidos: El carbón, el bagazo y demás residuos agrícolas de la caña de azúcar y otros combustibles de origen agrícola. Poder Calorífico del Combustible: Es el contenido energético de un combustible, es decir, la cantidad de energía calórica en un volumen o masa de combustible dado. Se expresa usualmente en Btu/ft3, kcal/kg o Btu/lb. Poder Calorífico Inferior o Neto (Low Heating Value, LHV): Es la cantidad de energía transferida como calor en la reacción de combustión pero el agua que se forma en la combustión y la inherente del combustible permanecen en la fase de vapor. Para calcular el Rendimiento Eléctrico Equivalente (REE) se considerará el Poder Calorífico Inferior (LHV) del combustible. Poder Calorífico Superior o Bruto (High Heating Value, HHV): Es la cantidad de energía transferida como calor en la reacción de combustión donde todos los productos de combustión son enfriados a 600 oF y el agua producto de la reacción ha sido condensada. (Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 2)
ARTÍCULO 1.63. DEFINICIONES GENERALES. Para efectos de la interpretación de la presente resolución, y de las demás resoluciones que sobre la materia se desarrollen, se adoptan las siguientes definiciones generales:
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Acuerdos Operativos: 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. Acuerdos Comerciales: 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 comerciales del enlace internacional y los intercambios internacionales de energía y confiabilidad, de conformidad con la presente resolución. EL ASIC deberá aplicar el Acuerdo Comercial 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. ASEP: Autoridad Nacional de los Servicios Públicos de la República de Panamá, creada mediante Ley 26 del 29 de enero de 1996 de la Asamblea Nacional de Panamá, y sus modificaciones. Capacidad Máxima de Transferencia del Enlace Internacional Colombia Panamá (MW): Límite máximo de flujo de potencia eléctrica del Enlace Internacional Colombia Panamá definida en cada sentido, considerando las condiciones de calidad y seguridad de los sistemas eléctricos de los dos países, así como las características técnicas de las líneas y equipos de interconexión. Este límite, antes de la primera SDFACI, debe ser declarado por el agente transportador y verificado en forma coordinada por los operadores de los sistemas de los países en las condiciones de la presente resolución. Capacidad Máxima de Exportación: Capacidad máxima que puede ser exportada a través del Enlace Internacional Colombia Panamá considerando las condiciones del sistema exportador y considerando la Capacidad Máxima de Importación del otro país, aplicable a los intercambios internacionales de energía entre Colombia y Panamá. Antes de la primera SDFACI el CND y el CND Panamá establecerán la capacidad máxima de exportación esperada para la fecha de entrada de operación del enlace internacional Colombia Panamá. Capacidad Máxima de Importación: Capacidad máxima que puede ser importada a través del Enlace Internacional Colombia Panamá, considerando las condiciones del sistema importador y el considerando la Capacidad Máxima de Exportación del otro país, aplicable a los Intercambios Internacionales de Energía entre Colombia y Panamá. Antes de la primera SDFACI el CND y el CND Panamá establecerán la capacidad máxima de importación esperada para la fecha de entrada de operación del enlace internacional Colombia Panamá. Centro Nacional de Despacho de Colombia, CND: Es la dependencia encargada de la planeación, supervisión y control de la operación integrada de los recursos de generación, interconexión y transmisión del Sistema Interconectado Nacional, SIN. Centro Nacional de Despacho de Panamá, CND Panamá: Dependencia de Empresa de
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Transmisión Eléctrica S. A., ETESA, encargada de la prestación del servicio público de operación integrada en Panamá. Comité de Coordinación Técnico Comercial, CCTC: Es el Comité conformado por los operadores de cada país según lo definido en el Acuerdo Regulatorio entre la CREG y la ASEP. Comité de Interconexión Colombia Panamá, CICP: Es el Comité conformado por los reguladores de cada país definido en el Acuerdo Regulatorio. Contratos condicionados de compra de DFACI, CCDFACI: Son los contratos para la venta de los DFACI que celebra la EECP con los agentes habilitados en Panamá que desean participar en la asignación de OEF en Colombia representando plantas de generación instaladas en Panamá, los cuales para su perfeccionamiento o ejecución, estarán condicionados a los términos establecidos por la EECP para la subasta respectiva de este tipo de contratos, teniendo en cuenta, entre otros, las asignaciones de OEF en Colombia. Costos Adicionales Asociados a la Exportación, CAE: Son todos los costos adicionales al precio de bolsa para exportación a Panamá en los que se incurre para exportar energía a Panamá, los cuales incluyen entre otros: los costos medios de restricciones asignadas proporcionalmente a la demanda nacional y la demanda externa, conforme se establece en el artículo 17 de la presente resolución, cargos uso STN y STR, cargos CND-ASIC, y costo de pérdidas en el STN asociadas a las exportaciones. Derechos Financieros de Acceso a la Capacidad de Interconexión, DFACI: Son los derechos de acceso a la capacidad del Enlace Internacional Colombia Panamá en los términos de la regulación aplicable. Despacho Económico: Proceso mediante el cual se obtiene para un período de 24 horas, el programa horario de generación de los recursos del SIN despachados centralmente. Este despacho se efectúa con el criterio de minimizar el costo de atender la demanda. Despacho Coordinado Simultáneo: Es el despacho económico que considera las curvas marginales de oferta de cada país, para la optimización diaria de los Intercambios Internacionales de Energía entre Colombia y Panamá, en los términos de la presente resolución. Enlace Internacional Colombia Panamá: Interconexión internacional conformada por el conjunto de líneas y equipos asociados, que conectan los sistemas eléctricos de Colombia y Panamá y que tienen como uso exclusivo la importación o exportación, entre Colombia y Panamá. Serán activos de conexión a ejecutarse a riesgo del inversionista que se remunerará en los términos establecidos en la presente resolución. Empresa Propietaria del Enlace Internacional Colombia Panamá, EECP: Empresa a cargo del proyecto de conexión a riesgo. EECP deberá actuar como agente transportador de acuerdo con la regulación vigente. Intercambios Internacionales de Energía y Confiabilidad: Son los Intercambios Internacionales de Energía y Confiabilidad que se realicen a través del Enlace Internacional Colombia Panamá, como resultado de la aplicación de las reglas de la presente regulación.
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Interconexión Internacional: 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, según lo señalado en la Resolución 057 de 1998. MER: Mercado Eléctrico Regional que opera en América Central. Nodos de Frontera del Enlace Internacional: Puntos de conexión al SIN del Enlace Internacional Colombia Panamá, utilizados como referencia para efectos de incluir la demanda u oferta equivalente del otro sistema según las condiciones de la presente regulación. Restricciones: Limitaciones que se presentan en la operación del SIN, que tienen origen en la capacidad de la infraestructura eléctrica, o en la aplicación de criterios de seguridad y confiabilidad en el suministro de electricidad. Las restricciones se clasifican según su naturaleza en eléctricas y operativas. Subasta de Derechos Financieros de Acceso a la Capacidad de Interconexión Colombia Panamá, SDFACI: Es el Mecanismo de subasta que deberá diseñar, implementar, ejecutar y aplicar la EECP, como empresa desarrolladora de la línea de Interconexión Colombia Panamá, para asignar los Derechos Financieros de Acceso a la Capacidad de la línea de interconexión Colombia Panamá. (Fuente: R CREG 055/11, Art. 2) (Fuente: R CREG 056/12, Art. 1)
ARTÍCULO 1.64. DEFINICIONES. Para la interpretación y aplicación de esta resolución se tendrá en cuenta, además de las definiciones establecidas en las Leyes 142 y 143 de 1994 y en las resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes: Gas Natural Importado: Gas Natural que se produce fuera del territorio nacional. Incumplimiento Calificado de Cronograma: Incumplimiento, certificado por el auditor de que trata esta resolución, del cronograma de construcción o puesta en operación de la nueva infraestructura para importación de gas natural, que permite prever que la puesta en operación de la misma ocurrirá después del IPVO. Mercado Líquido de Gas Natural: Mercado de Gas Natural en donde participan compradores y vendedores de diferentes países generando un alto volumen de comercio. Nueva infraestructura o Nueva infraestructura para importación de gas natural: Es el conjunto de todos los elementos y equipos que es necesario construir e instalar para realizar la importación de gas natural en estado líquido. No se considera como nueva infraestructura la adición o ampliación a infraestructura existente. Período de Riesgo de Desabastecimiento: Período de tiempo en el cual existe riesgo de desatención de la demanda de energía eléctrica del Sistema Interconectado Nacional por limitación en la oferta de energía. (Fuente: R CREG 106/11, Art. 1)
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ARTÍCULO 1.65. DEFINICIONES. Para efectos de la presente resolución se tendrán en cuenta las siguientes definiciones: Alumbrado público: De conformidad con el artículo 2o del Decreto 2424 de 2006, es el servicio público no domiciliario que se presta con el objeto de proporcionar exclusivamente la iluminación de los bienes de uso público y demás espacios de libre circulación con tránsito vehicular o peatonal, dentro del perímetro urbano y rural de un municipio o Distrito. El servicio de alumbrado público comprende las actividades de suministro de energía al sistema de alumbrado público, la administración, la operación, el mantenimiento, la modernización, la reposición y la expansión del sistema de alumbrado público. La iluminación de las zonas comunes en las unidades inmobiliarias cerradas o en los edificios o conjuntos residenciales, comerciales o mixtos, sometidos al régimen de propiedad respectivo, no hace parte del servicio de alumbrado público y estará a cargo de la copropiedad o propiedad horizontal. También se excluyen del servicio de alumbrado público la iluminación de carreteras que no estén a cargo del municipio o Distrito. Comercialización: Actividad consistente en la compra de energía eléctrica y su venta a los usuarios finales, regulados o no regulados que se sujetará a las disposiciones previstas en dicha ley y en la de servicios públicos domiciliarios en lo pertinente. Contrato de facturación y recaudo conjunto del impuesto de alumbrado público: Acuerdo de voluntades entre los municipios o distritos y las empresas prestadoras del servicio público domiciliario de energía eléctrica en el cual se pactan las actividades necesarias para facturar y recaudar de manera conjunta con el servicio público domiciliario de energía eléctrica, el impuesto de alumbrado público. Costo de facturación y recaudo conjunto del impuesto de alumbrado público: Corresponde a los costos en que incurre la empresa prestadora del servicio público domiciliario de energía eléctrica para totalizar en el cuerpo de la factura del servicio de energía eléctrica, el valor correspondiente al impuesto al alumbrado público, distribuirla a sus usuarios y hacer el respectivo recaudo. También corresponde a los costos en los que incurra la empresa para generar la factura del impuesto de alumbrado público de manera separada, cuando el usuario así lo solicite. Facturación: 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. Municipio o distrito: Se refiere al responsable de la prestación del servicio público de alumbrado, según los dispuesto en el Decreto 2424 de 2006. Recaudo: Consiste en la actividad de percibir el valor correspondiente al impuesto de alumbrado público de los sujetos pasivos que determine el municipio o distrito, haciendo uso de la infraestructura de la empresa de servicio público domiciliario de energía eléctrica.
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Esta actividad no incluye gestiones de cobro de cartera. (Fuente: R CREG 122/11, Art. 2) (Fuente: R CREG 005/12, Art. 1)
ARTÍCULO 1.66. DEFINICIONES. Para la interpretación y aplicación de la presente Resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones establecidas en las Leyes 142 y 143 de 1994, el Decreto 2424 de 2006, la Resolución MME número 181294 de 2008, modificada mediante Resolución MME número 180195 de 2009, que contienen el Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas–RETIE-, y las Resoluciones MME número 181331 2009 y 180265, 180540 y 181568 de 2010 que contienen el Reglamento Técnico de Iluminación y Alumbrado Público –RETILAP, o aquellas que las modifiquen, adicionen o complementen, las siguientes: Actividad de Inversión para el Sistema de Alumbrado Público: Es la actividad del Servicio de Alumbrado Público que comprende la expansión de la infraestructura propia del sistema, la modernización por efectos de la Ley 697 de 2001, mediante la cual se fomenta el uso racional y eficiente de energía; la reposición de activos cuando esta aumenta significativamente la vida útil del activo y la instalación de los equipos de medición de energía eléctrica, con los respectivos accesorios para ello. Vida útil de un activo de alumbrado público: La vida útil de un activo de alumbrado público, estará determinada por el promedio ponderado con respecto al costo y a las vidas útiles de las unidades constructivas que lo conforman, de acuerdo con lo establecido en la sección {SECCION+$R_CREG_0123_2011 ANEXO}. Actividad de Suministro de Energía Eléctrica para el Sistema de Alumbrado Público: Es el suministro de energía eléctrica destinado a la prestación del Servicio de Alumbrado Público que el municipio y/o distrito contrata con una empresa comercializadora de energía mediante un contrato bilateral para dicho fin. Actividades del Servicio de Alumbrado Público: Comprenden el suministro de energía eléctrica al Sistema de Alumbrado Público, la administración, operación y el mantenimiento AOM, y la inversión del Sistema de Alumbrado Público. Activo del Sistema de Alumbrado Público: Es el conjunto de Unidades Constructivas de Alumbrado Público conectado a un sistema de distribución de energía eléctrica, cuya finalidad es la iluminación de un determinado espacio público, con una extensión geográfica definida, que se encuentra en operación y están debidamente registrados como tales en el Sistema de Información de Alumbrado Público –SIAP- de un municipio y/o distrito. Activos Vinculados al Servicio de Alumbrado Público: Son los bienes que se requieren para que un prestador del Servicio de Alumbrado Público opere el sistema de alumbrado público. AOM: Valor de los gastos de administración, operación y mantenimiento correspondientes a los activos del sistema de alumbrado público. Clases de Iluminación: Corresponden a las establecidas en las secciones 510.1 y 560 del
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RETILAP así: i) de vías vehiculares, ii) de vías para tráfico peatonal y ciclistas y iii) de otras áreas del espacio público. Contrato de Suministro de Energía para el Alumbrado Público: Corresponde al contrato bilateral suscrito entre el municipio o distrito con las empresas comercializadoras de energía eléctrica. Expansión: Es la extensión de nuevos activos de alumbrado público por el desarrollo vial o urbanístico del municipio o distrito, o por el redimensionamiento del sistema existente. Indisponibilidad: Es el tiempo total sobre un periodo dado, durante el cual un activo del Sistema de Alumbrado Público no está disponible para el servicio o funciona deficientemente. Índice de disponibilidad: Es el tiempo total sobre un periodo dado, durante el cual un activo del Sistema de Alumbrado Público está disponible para el servicio. Infraestructura Compartida del Servicio de Alumbrado Público: Es el conjunto de bienes compuesto por los activos necesarios para la prestación del Servicio de Alumbrado Público, que forman parte de un sistema de distribución de energía eléctrica de un Operador de red y que son utilizadas por el prestador del Servicio de Alumbrado Público. Infraestructura Propia del Servicio de Alumbrado Público: Es el conjunto de bienes compuesto por los activos de redes exclusivas necesarios para la prestación del Servicio de Alumbrado Público, que no forman parte de un sistema de distribución de energía eléctrica de un Operador de red, y que son utilizadas por el prestador del Servicio de Alumbrado Público. Interventoría del Sistema de Alumbrado Público: Es la interventoría que deben contratar los municipios para el Servicio de Alumbrado Público, conforme a lo establecido en las Leyes 80 de 1993, 1150 de 2007, el Decreto 2424 de 2006 y el RETILAP y demás disposiciones que las modifiquen, adicionen o complementen. Luminaria: Equipo de iluminación que distribuye, filtra o transforma la luz emitida por una o más bombillas o fuentes luminosas y que incluye todas las partes necesarias para soporte, fijación, protección y prendido y apagado de las bombillas, y donde sea necesario, los circuitos auxiliares con los medios para conectarlos a la fuente de alimentación. Modernización o repotenciación del SALP: Es el cambio tecnológico de algunos de sus componentes por otros más eficientes. Niveles de Tensión: 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.
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Operador de Red - OR: Persona encargada de la planeación de la expansión, las inversiones, la operación y el mantenimiento de todo o parte de un Sistema de Transmisión Regional – STR o Sistema de Distribución Local - SDL, incluidas sus conexiones al Sistema de Transmisión Nacional - 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. Proceso de Compra: Procedimiento de adquisición de elementos con destino a la administración, operación, mantenimiento, modernización y expansión de la infraestructura del servicio de alumbrado público. Redes exclusivas del Sistema de Alumbrado Público: Son las Unidades Constructivas dedicadas únicamente a la prestación del Servicio de Alumbrado Público, que cuente con más de (2) dos luminarias. Reposición de activos: Son las adiciones, mejoras y/o reparaciones que se hacen a un activo del SALP. RETIE: Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas expedido por el Ministerio de Minas y Energía, mediante Resolución No 181294 de 2008 y modificada mediante Resolución No. 180195 de 2009, o aquellas que la modifiquen, adicionen o complementen. RETILAP: Reglamento Técnico de Iluminación y Alumbrado Público expedido por el Ministerio de Minas y Energía, mediante Resolución No. 181331 de 2009 y modificada mediante resoluciones No. 180265, 180540 y 181568 de 2010, o aquellas que la modifiquen, adicionen o complementen. Servicio de Alumbrado Público: Es el servicio público no domiciliario que se presta con el objeto de proporcionar exclusivamente la iluminación de los bienes de uso público y demás espacios de libre circulación con tránsito vehicular o peatonal, dentro del perímetro urbano y rural de un municipio o distrito. El servicio de alumbrado público comprende las actividades de suministro de energía al sistema de alumbrado público, la administración, la operación, el mantenimiento, la modernización, la reposición y la expansión del sistema de alumbrado público. La iluminación de las zonas comunes en las unidades inmobiliarias cerradas o en los edificios o conjuntos residenciales, comerciales o mixtos, sometidos al régimen de propiedad respectivo, no hace parte del servicio de alumbrado público y estará a cargo de la copropiedad o propiedad horizontal. También se excluyen del servicio de alumbrado público la iluminación de carreteras que no estén a cargo del municipio o distrito. Sistema de Alumbrado Público - SALP: Comprende el conjunto de Activos necesarios para la prestación del servicio de alumbrado público, que no formen parte del sistema de distribución de energía eléctrica de un OR. Sistema de Información: Conjunto de medios que permiten recolectar, clasificar, integrar, procesar, almacenar y difundir información interna y externa que el municipio y/o distrito
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necesita para tomar decisiones en forma eficiente y eficaz. Sistema de Información de Alumbrado Público - SIAP: Es el sistema de información a que hace referencia la Sección No. 580.1 del RETILAP que incluye el registro de atención de quejas, reclamos y solicitudes de alumbrado público, el inventario georreferenciado de los componentes de la infraestructura; los consumos, la facturación y los pagos de energía eléctrica; los recaudos del Servicio de Alumbrado Público; y los recursos recibidos para la financiación de la expansión del sistema, indicando la fuente. Suministro: Es la cantidad de energía eléctrica que el municipio o distrito contrata con una empresa de servicios públicos para dotar a sus habitantes del Servicio de Alumbrado Público. Tasa de Retorno: Tasa calculada a partir de la estimación del Costo Promedio Ponderado de Capital (WACC) en términos constantes y antes de impuestos. Unidad Constructiva de Alumbrado Público - UCAP: Conjunto de elementos que conforman una unidad típica de un Sistema de Alumbrado Público. (Fuente: R CREG 123/11, Art. 3)
ARTÍCULO 1.67. DEFINICIONES. Para efectos del presente Reglamento se tendrán en cuenta, además de las definiciones contenidas en la Leyes 142 y 143 de 1994 y en resoluciones vigentes que tratan los aspectos relativos al mercado mayorista de energía y a las actividades de distribución y Comercialización, las siguientes: Comercialización: Actividad consistente en la compra y venta de energía eléctrica en el mercado mayorista y su venta con destino a otras operaciones en dicho mercado o a los usuarios finales, conforme a lo señalado en el artículo 1o de la Resolución CREG 024 de 1994 . Equipo de Medida o Medidor: Dispositivo destinado a la medición o registro del consumo o de las transferencias de energía. Frontera Comercial: 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, STN, o a los sistemas de transmisión regional, STR, o a los sistemas de distribución local, SDL, o entre diferentes niveles de tensión de un mismo operador de red. Cada agente en el sistema puede tener una o más Fronteras Comerciales. Frontera de Comercialización: Corresponde al punto de medición donde las transferencias de energía que se registran permiten determinar la demanda de energía de un comercializador. Estas fronteras se clasificarán en Fronteras de Comercialización entre Agentes y Fronteras de Comercialización para Agentes y Usuarios. La energía registrada en la Frontera de Comercialización también podrá ser empleada en la liquidación de cargos por uso de acuerdo con la regulación aplicable. Frontera de Comercialización entre Agentes: Corresponde al punto de medición que permite determinar la transferencia de energía entre mercados de comercialización o entre el STN y un mercado de comercialización.
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Frontera de Comercialización para Agentes y Usuarios: Corresponde a toda Frontera de Comercialización que no cumple con alguno de los criterios señalados para la Frontera de Comercialización entre Agentes. También es Frontera de Comercialización para Agentes y Usuarios la Frontera Comercial de un usuario que se conecta directamente al STN. Número de Identificación del Usuario o NIU: Se refiere al número de identificación que el operador de red asigna a cada uno de los Usuarios conectados a su sistema. Prestador de Última Instancia: Agente seleccionado para realizar la actividad de Comercialización de energía eléctrica cuando el prestador que ha sido escogido por un Usuario no puede prestar el servicio por las causas definidas en la regulación. Punto de Conexión: Es el punto de conexión eléctrico en el cual los activos de conexión de un Usuario, o de un generador, se conectan al STN, a un STR o a un SDL; el punto de conexión eléctrico entre los sistemas de dos (2) operadores de red; el punto de conexión entre niveles de tensión de un mismo operador de red; o el punto de conexión entre el sistema de un operador de red y el STN con el propósito de transferir energía eléctrica. Retiro del MEM: Condición en la cual un agente que desarrolla la actividad de Comercialización deja de participar en el mercado mayorista de energía, MEM, y de realizar las transacciones propias de dicho mercado, por haber incurrido en alguna de las causales previstas en este Reglamento. Sistema de Medida o Sistema de Medición: Conjunto de dispositivos destinados a la medición y/o registro de las transferencias de energía, según lo dispuesto en el Código de Medida. Usuario: Persona natural o jurídica que se beneficia con la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica, bien como propietario del inmueble en donde este se presta, o como receptor directo del servicio. A este último usuario se le denomina también consumidor. Usuario Potencial: Persona natural o jurídica que ha iniciado consultas para convertirse en Usuario del servicio público domiciliario de energía eléctrica. (Fuente: R CREG 156/11, Art. 3) (Fuente: R CREG 009/12, Art. 1)
ARTÍCULO 1.68. DEFINICIONES. Para efectos de la presente resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones establecidas en las Leyes 142 y 143 de 1994 y en las resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes: Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC: dependencia del Centro Nacional de Despacho de que tratan las Leyes 142 y 143 de 1994, encargada del registro de fronteras comerciales y de los contratos de energía a largo plazo; de la liquidación, facturación, cobro y pago del valor de los actos, contratos y 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; de la aprobación y administración de garantías o mecanismos de cubrimiento; del mantenimiento de los sistemas de información y programas de computación requeridos; y del cumplimiento de las tareas necesarias para el funcionamiento adecuado del sistema de intercambios comerciales, SIC.
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Cargos por Uso de los SDL: son los cargos, expresados en pesos por kilovatio hora, $/kWh, que remuneran los activos de uso de los sistemas de distribución local, SDL, conforme a lo establecido en la regulación vigente. Cargos por Uso de los STR: son los cargos, expresados en pesos por kilovatio hora, $/kWh, que remuneran los activos de uso de los sistemas de transmisión regional, STR, conforme a lo establecido en la regulación vigente. Cargos por Uso del STN: son los cargos, expresados en pesos por kilovatio hora, $/kWh, que remuneran los activos de uso del sistema de transmisión nacional, STN, conforme a lo establecido en la regulación vigente. Centro Nacional de Despacho, CND: dependencia encargada de la planeación, supervisión y control de la operación integrada de los recursos de generación, interconexión y transmisión del sistema interconectado nacional, SIN, así como de la supervisión de algunos recursos de distribución, teniendo como objetivo una operación segura, confiable y económica, con sujeción a la reglamentación vigente y a los Acuerdos del Consejo Nacional de Operación, CNO. Equipo de Medida o Medidor: dispositivo destinado a la medición o registro del consumo o de las transferencias de energía. Facturación Mensual: 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. Frontera Comercial: 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, STN, o a los sistemas de transmisión regional, STR, o a los sistemas de distribución local, SDL, o entre diferentes niveles de tensión de un mismo operador de red. Cada agente en el sistema puede tener una o más Fronteras Comerciales. Liquidador y Administrador de Cuentas, LAC: dependencia del Centro Nacional de Despacho, de que tratan las leyes 142 y 143 de 1994, encargada de la liquidación y administración de cuentas por los cargos por uso de las redes del SIN que le sean asignadas y de calcular el ingreso regulado de los transmisores nacionales y de los operadores de red, de acuerdo con las disposiciones contenidas en la regulación vigente. Mes o mes calendario: para los efectos de esta resolución, se entiende por mes o mes calendario cada uno de los doce meses de un año, con la totalidad de sus días. Prestador de Última Instancia: agente seleccionado para realizar la actividad de Comercialización de energía eléctrica cuando el prestador que ha sido escogido por un Usuario no puede prestar el servicio por las causas definidas en la regulación. Reclamación a la Facturación Mensual: documento mediante el cual un agente presenta al ASIC o al LAC observaciones a la factura mensual o a los ajustes a la facturación, con el fin de que se aclare, modifique o revoque.
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Sistema de Medida o Sistema de Medición: conjunto de dispositivos destinados a la medición y/o registro de las transferencias de energía, según lo dispuesto en el Código de Medida. Sistema de Transmisión Nacional, STN: es el sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, equipos de compensación y subestaciones que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV, los transformadores con tensiones iguales o superiores a 220 kV en el lado de baja, y los correspondientes módulos de conexión. Sistema de Transmisión Regional, STR: sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por los activos de conexión del operador de red al STN y el conjunto de líneas, equipos y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan en el nivel de tensión 4. Los STR pueden estar conformados por los activos de uno o más operadores de red. (Fuente: R CREG 157/11, Art. 1)
ARTÍCULO 1.69. DEFINICIONES. Para efectos de la presente Resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones contenidas en las Leyes 142 y 143 de 1994 y en resoluciones vigentes que tratan los aspectos relativos al mercado de energía mayorista, la siguiente: Prestador de Última Instancia: agente seleccionado para realizar la actividad de comercialización de energía eléctrica cuando el prestador que ha sido escogido por un usuario no puede prestar el servicio por las causas definidas en la regulación. (Fuente: R CREG 158/11, Art. 1)
ARTÍCULO 1.70. DEFINICIONES. Para efectos del Reglamento de Mecanismos de Cubrimiento para el Pago de los Cargos por Uso del Sistema de Transmisión Regional y del Sistema de Distribución Local se tendrán en cuenta, además de las definiciones contenidas en las leyes 142 y 143 de 1994 y en resoluciones vigentes que tratan los aspectos relativos al MEM y a las actividades de distribución y comercialización, las siguientes: Comercialización: actividad consistente en la compra y venta de energía eléctrica en el mercado mayorista y su venta con destino a otras operaciones en dicho mercado o a los usuarios finales, conforme a lo señalado en el artículo 1o de la Resolución CREG 024 de 1994 . Usuario: persona natural o jurídica que se beneficia con la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica, bien como propietario del inmueble en donde este se presta, o como receptor directo del servicio. A este último usuario se le denomina también consumidor. Usuarios de los STR o SDL: Son los Usuarios del servicio de energía eléctrica, operadores de red y generadores conectados a estos sistemas. (Fuente: R CREG 159/11, Art. 2A)
ARTÍCULO 1.71. DEFINICIONES. Para la interpretación y aplicación de esta resolución, se
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tendrán en cuenta, además de las definiciones establecidas en las Leyes 142 y 143 de 1994, en el Decreto 387 de 2007 y en las resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes: Actividad de Comercialización Minorista. 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. Comercializador Minorista. Generador-Comercializador, Distribuidor-Comercializador o Comercializador que desarrolla la Actividad de Comercialización Minorista. CAPj: Costo Anual del Plan del mercado de comercialización j, aprobado al OR que atiende dicho mercado. CPROGj,m: Cargo en $/kWh por concepto del plan de reducción de pérdidas no técnicas que se traslada a los usuarios regulados y no regulados del mercado de comercialización j, en el mes m. Liquidador y Administrador de Cuentas, LAC. Entidad encargada de la Liquidación y Administración de Cuentas de los cargos por 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. Mercado de Comercialización. 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. Modelo de Estimación del Costo Eficiente. Herramienta computacional desarrollada para calcular la variable CPCEj de que trata el 2.3 del Anexo 2 de la presente resolución. Operador de Red de STR y SDL, OR. 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. Pérdidas Eficientes de Energía. Corresponden a las pérdidas técnicas de energía en los niveles de tensión 2, 3 y 4 aprobadas en las resoluciones particulares que aprueban cargos por uso con base en la Parte 5.7. En el nivel de tensión 1 es la suma de las pérdidas técnicas de energía más las pérdidas no técnicas reconocidas. Pérdidas no Técnicas de Energía. Energía que se pierde en un Mercado de Comercialización por motivos diferentes al transporte y transformación de la energía eléctrica. Pérdidas Técnicas de Energía. Energía que se pierde en los Sistemas de Transmisión Regional y/o Distribución Local a causa del transporte y la transformación de la energía eléctrica.
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Pérdidas Totales de Energía. Energía total que se pierde en un Mercado de Comercialización, calculada según lo expuesto en el numeral 4.2.1 del anexo 4 de la presente resolución. Período de evaluación (s). Cada uno de los dos semestres de un año. El primer período incluirá los meses previos al primer semestre completo de ejecución del plan de reducción de pérdidas no técnicas o de vigencia del índice de pérdidas de nivel de tensión 1 aprobado según la metodología de la presente resolución. Plan de Reducción de Pérdidas no Técnicas. Conjunto de actividades que debe ejecutar un Operador de Red para reducir el índice de pérdidas en su sistema y que debe contener como mínimo las etapas de Planeación, implementación, seguimiento y control. En adelante se denominará Plan. Senda de Reducción de Pérdidas. Trayectoria del índice de pérdidas totales de energía que un Operador de Red deberá seguir en un período determinado para lograr un índice de pérdidas de energía menor al inicial. Sistema de Distribución Local, SDL. Sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a los Niveles de Tensión 3, 2 y 1 dedicados a la prestación del servicio en un Mercado de Comercialización. Sistema de Transmisión Nacional, STN. Es el sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, equipos de compensación y subestaciones que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV, los transformadores con este nivel de tensión en el lado de baja y los correspondientes módulos de conexión. Sistema de Transmisión Regional, STR. Sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por los Activos de Conexión del OR al STN y el conjunto de líneas, equipos y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan en el Nivel de Tensión 4. Los STR pueden estar conformados por los activos de uno o más Operadores de Red. Usuario. Persona natural o jurídica que se beneficia con la prestación de un servicio público domiciliario, bien como propietario del inmueble en donde este se presta, o como receptor directo del servicio. A este último usuario se le denomina también consumidor. Para los efectos de esta Resolución se denominará también Usuario Final. Usuario Conectado Directamente al STN. Son los Usuarios Finales del servicio de energía eléctrica conectados directamente al Sistema de Transmisión Nacional. También son usuarios conectados directamente al STN los que a la fecha de entrada en vigencia de la Parte 5.7 tenían reconocida dicha condición. Un usuario conectado directamente al STN pertenece al Mercado de Comercialización del OR que atiende la mayor cantidad de usuarios en el municipio donde se encuentre ubicado. Cuando el usuario conectado directamente al STN está ubicado en un municipio donde no existan usuarios conectados a ningún OR del SIN, pertenecerá al Mercado de Comercialización del OR que atienda la mayor cantidad de usuarios en el departamento donde
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se encuentre ubicado. (Fuente: R CREG 172/11, Art. 2)
ARTÍCULO 1.72. DEFINICIONES. Para la interpretación y aplicación de esta resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones establecidas en las Leyes 142 y 143 de 1994 y en las resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes: Energía Firme no Comprometida o ENFICC no Comprometida: Energía Firme del Cargo por Confiabilidad (ENFICC) verificada por el CND para una planta y/o unidad que no está asignada en Obligaciones de Energía Firme ni está destinada para respaldar OEF. Precio máximo del Cargo por Confiabilidad. Corresponde al mayor precio, actualizado conforme a lo definido por la Parte 3.16, de las asignaciones de OEF para un mismo período comprendido entre diciembre del año t a noviembre del año t+1. Subasta de Reconfiguración de Venta: Subasta de sobre cerrado que adelantará el ASIC, en la cual se venden los derechos correlativos a Obligaciones de Energía Firme, OEF, previamente asignadas y estos son adquiridos por agentes generadores. Subasta de Reconfiguración de Compra: Proceso de compra de Obligaciones de Energía Firme, OEF, mediante un mecanismo de subasta de sobre cerrado que adelanta el ASIC. (Fuente: R CREG 051/12, Art. 1)
ARTÍCULO 1.73. DEFINICIONES. Para la aplicación del presente reglamento se tendrán en cuenta las definiciones establecidas en esta resolución y aquellas que la adicionan, modifican o sustituyen, en especial las establecidas en el artículo 1.42 y en el artículo 1.46 y las siguientes definiciones: Auditor de la Subasta: 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 . Formato para Presentar Ofertas: 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 . Oferta en Sobre Cerrado u Oferta: Oferta de margen precio y cantidad que presenta en sobre cerrado un agente al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC. Participante: Agente o persona jurídica con plantas que cumplen los requisitos establecidos en esta resolución, o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, y que está interesada en comprar una determinada cantidad de asignación de obligaciones de energía firme de venta de acuerdo a lo establecido en esta regulación. Poder: 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 las demás normas
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de la República de Colombia. (Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 1 Num. 1.2)
ARTÍCULO 1.74. DEFINICIONES. Para la aplicación del presente reglamento se tendrán en cuenta las definiciones establecidas en esta resolución y aquellas que la adicionan, modifican o sustituyen, en especial las establecidas en la Parte 3.16 y Parte 8.4 y las siguientes definiciones: Auditor de la Subasta: 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. Formato para Presentar Ofertas: 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. Oferta en Sobre Cerrado u Oferta: Oferta de precio y cantidad que presenta en sobre cerrado un agente al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC. Participante: Agente o persona jurídica con plantas que cumplen los requisitos establecidos en esta Resolución, o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, y que está interesada en recibir una determinada cantidad de asignación de obligaciones de energía firme de compra de acuerdo a lo establecido en esta regulación. Poder: 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 las demás normas de la República de Colombia. (Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 2 Num. 2.2)
ARTÍCULO 1.75. DEFINICIONES. Para efectos de la aplicación de este anexo se tendrán en cuenta, además de las definiciones de otras resoluciones de la CREG, las siguientes: Activo No Operativo: activo que estando disponible no se puede operar debido a la indisponibilidad de otro activo. El tiempo durante el cual un activo se reporte como Activo no Operativo, no deberá considerarse en el cálculo de la variable HIDm,k del numeral 4.5 del anexo general de la Resolución CREG 011 de 2009 o la que la modifique o sustituya. El tiempo durante el cual un activo se reporte como Activo no Operativo se considerará para el cálculo de la variable CANOm,k, definida en el numeral 4.8.3 del anexo general de la Resolución CREG 011 de 2009 o la que la modifique o sustituya, del activo del STN causante de la no operatividad, solo cuando este último no pertenezca a una Zona Excluida de CANO y, además, haya superado las máximas horas anuales de indisponibilidad permitidas o haya ocasionado ENS.
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Capacidad Disponible del Activo: para aplicación de lo previsto en este anexo y de la fórmula del numeral 4.5 del anexo general de la Resolución CREG 011 de 2009, la capacidad disponible del activo es la parte de este que queda en operación en caso de un Evento y se calcula teniendo en cuenta las siguientes condiciones para cada activo: a) módulo de barraje: si la unidad constructiva queda parcialmente disponible se considera que la capacidad disponible es el 50% de la capacidad nominal, b) líneas, transformadores y unidades de compensación: la capacidad disponible es la capacidad real disponible del activo, medida en las mismas unidades de la capacidad nominal, c) para los demás activos se considera que la capacidad disponible es 0% o el 100% de la capacidad nominal, dependiendo de si el equipo está en falla o está en funcionamiento normal. Evento: situación que causa la indisponibilidad parcial o total de un activo de uso y que ocurre de manera programada o no programada. (Fuente: R CREG 093/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 1.1)
ARTÍCULO 1.76. DEFINICIONES. Para efectos de la aplicación de este anexo se tendrán en cuenta, además de las definiciones de otras resoluciones de la CREG, las siguientes: Activo No Operativo: activo que estando disponible no se puede operar debido a la indisponibilidad de otro activo diferente a los que conforman su Grupo de Activos, según lo previsto en el numeral 11.1.2 de la Resolución CREG 097 de 2008 o la que la complemente, modifique o sustituya. El tiempo durante el cual un activo se reporte como Activo No Operativo no deberá considerarse en el cálculo de la variable HIDm,u del numeral 11.1.4 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008, o la que la modifique o sustituya. El tiempo durante el cual un activo se reporte como Activo No Operativo se considerará para el calculo de la variable CANOi,m,u, definida en el numeral 11.1.8.2 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008 o la que la modifique o sustituya, del activo del STR causante de la no operatividad, sólo cuando este último no pertenezca a una Zona Excluida de CANO y, además, haya superado las máximas horas anuales de indisponibilidad permitidas o haya ocasionado ENS. Capacidad Disponible del Activo: para aplicación de la fórmula del numeral 11.1.4 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008, la capacidad disponible del activo es la parte de este que queda en operación en caso de un Evento y se calcula teniendo en cuenta las siguientes condiciones para cada activo: a) Bahías de interruptor y medio: la capacidad disponible de las bahías del diámetro se determina así: i) ante la indisponibilidad de uno de los interruptores diferentes al corte central del diámetro, la capacidad disponible de la bahía respectiva es el 33% de la capacidad nominal; ii) ante la indisponibilidad del corte central, la capacidad disponible de cada una de las dos bahías asociadas al diámetro es el 67% de la capacidad nominal; iii) ante la indisponibilidad del corte central y de uno de los interruptores del diámetro, la respectiva bahía se considera
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completamente indisponible, iv) ante la indisponibilidad simultánea de los dos interruptores diferentes al corte central, que forman parte de un mismo diámetro, se considera que las dos bahías asociadas a ese diámetro se encuentran completamente indisponibles; b) Módulo de barraje: si la unidad constructiva queda parcialmente disponible se considera que la capacidad disponible es el 50% de la capacidad nominal; c) Líneas, transformadores y unidades de compensación: la capacidad disponible es la capacidad real disponible del activo, medida en las mismas unidades de la capacidad nominal. Para los casos de líneas con conexiones en T, la capacidad disponible de la línea equivale a la proporción que representa la longitud que queda en servicio frente a la longitud total de la línea, multiplicada por la capacidad nominal de la línea; d) Para los demás activos se considera que la capacidad disponible es el 0% o el 100% de la capacidad nominal, dependiendo de si el equipo está en falla o está en funcionamiento normal. Evento: situación que causa la indisponibilidad parcial o total de un activo de uso y que ocurre de manera programada o no programada. Grupo de Activos: Grupo conformado por activos cuyas funcionalidades se encuentran interrelacionadas entre sí. Los Grupos de Activos y los activos que los conforman se detallan en el numeral 2.1 de este anexo. Inventario Reconocido: Hace referencia a los activos incluidos en la base de activos con la cual le fue aprobado el Costo Anual por el Uso de los activos de Nivel de Tensión 4 a cada OR. Supervisión: Adquisición, en forma directa o indirecta, de información de variables operativas del SIN y procesamiento de la misma, sin que esto implique Control Operativo de tales variables. (Fuente: R CREG 094/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 1.1)
ARTÍCULO 1.77. DEFINICIONES. Para efectos de la presente resolución se tendrán en cuenta las siguientes definiciones: AOM: gastos de administración, operación y mantenimiento correspondientes a la actividad de distribución de energía eléctrica en los STR. Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC. Dependencia del Centro Nacional de Despacho de que tratan las Leyes 142 y 143 de 1994, encargada del registro de fronteras comerciales y de los contratos de energía a largo plazo; de la liquidación, facturación, cobro y pago del valor de los actos, contratos y 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; de la aprobación y administración de garantías o mecanismos de cubrimiento; del mantenimiento de los sistemas de información y programas de computación requeridos; y del cumplimiento de las tareas necesarias para el funcionamiento adecuado del sistema de intercambios comerciales, SIC.
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Centro Nacional de Despacho, CND. Dependencia encargada de la planeación, supervisión y control de la operación integrada de los recursos de generación, interconexión y transmisión del Sistema Interconectado Nacional, SIN, así como de la supervisión de algunos recursos de distribución, teniendo como objetivo una operación segura, confiable y económica, con sujeción a la reglamentación vigente y a los acuerdos del Consejo Nacional de Operación, CNO. Costo medio del operador de red. Es el costo unitario de inversión, administración, operación y mantenimiento calculado para cada OR, expresado en $/kWh para cada Nivel de Tensión. Liquidador y Administrador de Cuentas, LAC. Dependencia del Centro Nacional de Despacho, de que tratan las Leyes 142 y 143 de 1994, encargada de la liquidación y administración de cuentas por los cargos de uso de las redes del SIN que le sean asignadas y de calcular el ingreso regulado de los transmisores nacionales y de los operadores de red, de acuerdo con las disposiciones contenidas en la regulación vigente. Mes, mes calendario o mes completo. Para los efectos de esta resolución, se entiende por mes o mes calendario o mes completo cada uno de los doce meses del año, con su totalidad de días. Operador de Red, OR. 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 por uso corresponde a un municipio. Periodo de Pagos. Tiempo durante el cual un Proponente se obliga a operar y mantener un proyecto, construido por él mismo y adjudicado a través de Procesos de Selección, y cumplir también las demás obligaciones adquiridas con la adjudicación. Este tiempo coincide con la duración del flujo de ingresos solicitado para su remuneración. Plan de Expansión del SIN. Es el plan que anualmente elabora la UPME donde se identifican los proyectos requeridos en el SIN para la atención de la demanda y confiablidad del sistema, en cumplimiento de lo establecido en la Ley 143 de 1994 y los criterios señalados en la Resolución MME 181313 de 2002. Proceso de Selección. Proceso mediante el cual el Seleccionador hace una invitación abierta del orden nacional o internacional para que, en condiciones de libre concurrencia y con base en lo establecido en la regulación y en los documentos de selección, personas jurídicas presenten ofertas para la ejecución y operación de un proyecto requerido en la expansión del STR, y seleccione al adjudicatario que se encargará de construir el proyecto. Con esta definición también se hace referencia a las convocatorias públicas o mecanismos de libre concurrencia mencionados en el Decreto número 388 de 2007 y sus modificaciones, las Resoluciones números 181313 de 2002 y 180924 de 2003 del MME, y la Parte 5.7. Proponente. Persona jurídica, una unión de ellas o un consorcio que presenta una oferta en un Proceso de Selección. Proyecto Relacionado con el STN. Es el proyecto del STR mediante el cual se instalarán
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nuevas Unidades Constructivas, UC, que se utilizarán para la conexión del STR al STN, o el proyecto que se va a conectar a subestaciones del STR en donde hay transformadores de conexión al STN. Seleccionador. Corresponde al Ministerio de Minas y Energía, MME, o a la entidad que este delegue para llevar a cabo un Proceso de Selección y escoger al encargado de ejecutar el proyecto objeto del proceso. Sistema de Distribución Local, SDL. Sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan en los niveles de tensión 3, 2 y 1 dedicados a la prestación del servicio en un mercado de comercialización. Sistema de Transmisión Nacional, STN. Es el sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, equipos de compensación y subestaciones que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV, los transformadores con este nivel de tensión en el lado de baja y los correspondientes módulos de conexión. Sistema de Transmisión Regional, STR. Sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por los activos de conexión del OR al STN y el conjunto de líneas, equipos y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan en el nivel de tensión 4. Los STR son los definidos en la Parte 5.7, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. Sistema Interconectado Nacional, SIN. Es el sistema compuesto por los siguientes elementos conectados entre sí: las plantas y equipos de generación, la red de interconexión, las redes regionales e interregionales de transmisión, las redes de distribución, y las cargas eléctricas de los usuarios. Transmisor Regional, TR. Persona jurídica que opera y transporta energía eléctrica en un STR o que ha constituido una empresa cuyo objeto es el desarrollo de dichas actividades. En el ejercicio de su actividad, es responsable por la calidad del sistema que opera, así como las demás normas asociadas con la distribución de energía eléctrica en un STR. Unidad Constructiva, UC. Conjunto de elementos que conforman una unidad típica de un sistema eléctrico, destinado a la conexión de otros elementos de una red, al transporte o a la transformación de la energía eléctrica, o a la supervisión o al control de la operación de activos de los STR o SDL. Corresponde a cada una de las UC definidas en la Parte 5.7, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. Valor de la Oferta: Es el valor calculado por el Seleccionador como el valor presente de la serie de valores anuales del IAE, incluida en la oferta, para lo cual se utilizará la Tasa de Descuento de que trata esta resolución. Valor Estimado del Proyecto: Es el valor calculado por la UPME con base en las Unidades Constructivas que lo conforman o las que le sean asimilables, aprobadas en el Título 5.14.5, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. Cuando no sea posible asimilar los componentes del proyecto a las UC aprobadas, la UPME podrá estimar un valor para esos componentes, con el propósito de calcular el costo total del proyecto que servirá de base para determinar la relación beneficio-costo. Para esto, la UPME
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podrá emplear información de estudios de preinversión, licenciamientos ambientales, servidumbres, adecuaciones en subestaciones y líneas, entre otros. (Fuente: R CREG 024/13, Art. 2) (Fuente: R CREG 113/15, Art. 1)
ARTÍCULO 1.78. DEFINICIONES. Para los efectos de la presente resolución y sus anexos, se deberán tener en cuenta las siguientes definiciones: Para los efectos de la presente resolución y sus anexos, se deberán tener en cuenta las siguientes definiciones: Agente de infraestructura –AI.– Persona jurídica contratada, mediante proceso de selección objetivo y competitivo adelantado por parte del Grupo de Generadores Térmicos –GT, encargada de la prestación del servicio de infraestructura para importar GNL de los mercados internacionales, almacenarlo y regasificarlo para colocarlo en un punto de entrada al Sistema Nacional de Transporte (SNT). Para la atención del servicio público domiciliario de gas combustible, con gas natural colocado en un punto de entrada al SNT este agente deberá dar cumplimiento a la normativa referente al Reglamento Único de Transporte (RUT). Este agente, en todo caso, deberá cumplir con los requerimientos de otras autoridades como la Agencia Nacional de Infraestructura y los reglamentos contemplados en la normativa vigente para los prestadores del servicio portuario. Agente comercializador - importador de Gas Natural Importado (AC.). Persona jurídica importadora de gas natural, seleccionada o constituida, en todo caso como una sociedad S.A. E.S.P, por parte del Grupo de Generadores Térmicos (GT), y cuyo objeto social principal consistirá en efectuar las operaciones de compra de GNL de los mercados internacionales y destinado a la atención de demandas contingentes que se requieran y que se presten a través del AI, de conformidad con los contratos que celebre con del Grupo de Generadores Térmicos (GT), o sus miembros individualmente considerados. Cuando el AC vende el gas natural importado (GNI), para la atención del servicio público domiciliario de gas combustible, es un comercializador de gas importado. Este agente deberá cumplir con los mismos requerimientos que se establecen para los comercializadores al momento de su constitución y entrada al mercado. Contratos de servicio de la infraestructura de importación. Acuerdo de voluntades celebrado entre el proponente seleccionado AI y el Grupo de Generadores Térmicos (GT) o sus miembros individualmente considerados, cuyo objeto principal consiste en garantizar la disponibilidad permanente de la infraestructura para recibo de importaciones de GNL, almacenarlo, regasificarlo y colocarlo en el punto de entrada al SNT. Infraestructura que debe contar con la capacidad de almacenamiento y regasificación que permitan la disponibilidad del suministro de GNI en las cantidades y oportunidad requeridas para garantizar la prestación del servicio de suministro de gas natural importado. Por parte del prestador del servicio se debe proveer la infraestructura portuaria, de almacenamiento, regasificación y conexión al punto de entrada del SNT y los del Grupo de Generadores Térmicos (GT) o sus miembros individualmente considerados deben pagar en la proporción correspondiente al valor de adjudicación del contrato de servicio. Contrato de suministro de gas natural importado. Acuerdo de voluntades celebrado entre el AC y el Grupo de Generadores Térmicos (GT), o sus miembros individualmente
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considerados, el cual establecerá la formación de precios del GNI a través de la utilización de agregadores de oferta y demanda de GNL en el mercado internacional, en donde se contemplarán las condiciones dentro de las cuales se efectuará el suministro de GNL. Dichos contratos, deberán establecer entre otras condiciones, la condición de suministro y formación de precios del GNL mediante un proceso de selección objetiva realizada por el agregador o los agregadores. Demandas Contingentes. Para los efectos de la presente resolución, entiéndase por demandas contingentes de gas del sector térmico, todos aquellos requerimientos de suministro de Gas Natural, por cualquiera de las siguientes dos causales: i) Para ofertar en el Mercado de Energía Mayorista (MEM); ii) Por generaciones de seguridad conforme lo establezca el operador del mercado. Se entenderá por demandas contingentes del sector no térmico aquellas que se producen por salidas programadas o no programadas de transporte o producción, que impiden al productor y/o transportador contar con el suministro y/o transporte continuo con quien tiene contratos firmes. Para estos eventos, la demanda podrá contar con contratos de soporte con fuentes alternas de suministro solo para la atención de este tipo de situaciones. Gas de pruebas de la planta regasificación: Es el GNL adquirido por el AI con el objetivo de adelantar las pruebas que se requieran para la puesta en marcha de la infraestructura de regasificación. Grupo de Generadores Térmicos (GT). Grupo de generadores térmicos, organizados mediante el vehículo jurídico que consideren y que respaldan sus obligaciones de energía firme (OEF), con GNI, conforme a lo dispuesto por las secciones 3.16.5.5.1 R_CREG_0106_2011 Inicio*NO EXISTE EL ARCHIVO .RTF, 8.3.2R_CREG_0139_2011 - Inicio*NO EXISTE EL ARCHIVO .RTF y 3.16.2 que puedan y acepten proveer las generaciones de seguridad con GNI de acuerdo con lo definido por la UPME. La existencia de este grupo se encuentra condicionada al recibo a satisfacción y puesta en operación la infraestructura de regasificación por parte del AI y a la selección o constitución en debida forma del Agente Comercializador de GNI (AC). Ingreso regulado. Ingreso fijo anual que remunera parte de los costos de inversión, gastos de administración, operación, mantenimiento y los demás relacionados con la infraestructura de importación, almacenamiento, regasificación y conexión al SNT para el suministro de GNI al GT. Infraestructura que debe contar con la capacidad de almacenamiento y regasificación que permitan la disponibilidad del suministro de GNI en las cantidades y oportunidades requeridas en el momento en que se presenten generaciones de seguridad. Producer Price Index – PPI: Es el índice 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). Puesta en marcha (commissioning) de la planta de regasificación: Proceso mediante el cual la planta de regasificación realiza las pruebas necesarias para verificar que su funcionamiento está acorde con los diseños y estándares establecidos de acuerdo con el proceso de selección objetivo y el contrato suscrito entre el GT y el AI. (Fuente: R CREG 062/13, Art. 1) (Fuente: R CREG 144/16, Art. 1) (Fuente: R CREG 152/13, Art. 1)
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ARTÍCULO 1.79. DEFINICIONES. Para efectos de dar aplicación a la presente resolución se adoptan las siguientes definiciones: Disponibilidad de la Infraestructura Eléctrica para la Provisión de Redes y Servicios de Telecomunicaciones: Capacidad de la infraestructura eléctrica para ser utilizada en la provisión de redes y servicios de telecomunicaciones, definida por el Operador de Red (OR) o el Transportador Nacional (TN) de energía eléctrica según sea el caso. Factibilidad Técnica: 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. Infraestructura Eléctrica Susceptible de Compartición: Los postes, torres y canalizaciones (ductos y cámaras) de las redes de transmisión de energía eléctrica y las redes de distribución de energía eléctrica de niveles de tensión 4, 3, 2 y 1, clasificados como Activos de Uso de acuerdo con la Parte 5.7 y la Parte 4.6 o aquellas que las modifiquen o sustituyan, se consideran infraestructura susceptible de compartición para el despliegue de redes y la prestación de servicios de telecomunicaciones. Proveedor de Telecomunicaciones: Proveedor de redes y/o servicios de telecomunicaciones, u operador de televisión que, para la prestación de sus servicios, requiere acceder y hacer uso de infraestructura utilizada para la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica. Proveedor de Infraestructura: Operador de Red (OR) o Transmisor Nacional (TN) del servicio de energía eléctrica cuya infraestructura es susceptible de ser utilizada en la provisión de servicios de telecomunicaciones y/o de televisión. Servicios Adicionales: Son todos aquellos servicios conexos o relacionados con la compartición de infraestructura, los cuales pueden contratarse por separado, tales como la alimentación de energía y adecuación ambiental. Servicios de Telecomunicaciones: Servicios ofrecidos por los proveedores de redes y/o servicios de telecomunicaciones o por los operadores de televisión. (Fuente: R CREG 063/13, Art. 3)
ARTÍCULO 1.80. DEFINICIONES. Para la interpretación y aplicación de esta resolución se tendrán en cuenta las definiciones establecidas en las Resoluciones CREG 071 de 2006 y 005 de 2010 o aquellas que la complementan, modifican o sustituyan, además de las definiciones establecidas en las Leyes 142 y 143 de 1994. Adicionalmente, las siguientes: Combustible de Origen Agrícola (COA): Corresponde a residuos de procesos agrícolas, y plantas cultivadas para ser aprovechadas energéticamente, tales como los cultivos energéticos, que son aptos para ser utilizados como combustible para la producción de energía eléctrica. Dictamen Técnico: Corresponde al concepto especializado de una persona natural o jurídica
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con las características y alcances definidos en esta resolución. (Fuente: R CREG 153/13, Art. 1)
ARTÍCULO 1.81. DEFINICIONES. Para la interpretación y aplicación de esta resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones establecidas en las Leyes 142 y 143 de 1994, otras leyes aplicables, decretos reglamentarios y resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes: Año del periodo tarifario: Período de tiempo comprendido entre el 1o de enero y el 31 diciembre de un año calendario, el primer año corresponde al periodo entre el mes de entrada en aplicación de esta metodología y diciembre de 2014. Fecha Base: Es la fecha de referencia para el cálculo de los componentes del Ingreso Regulado, corresponde al 31 de diciembre de 2013. Período Tarifario: Período de vigencia de la metodología y demás disposiciones establecidas en la presente resolución, conforme a lo dispuesto en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994. (Fuente: R CREG 174/13, Art. 2)
ARTÍCULO 1.82. DEFINICIONES. Para efectos de la presente resolución se usarán las siguientes definiciones generales: Análisis Energético, AE: Análisis energético y de potencia adelantado por el Consejo Nacional de Operación para un período de doce (12) meses, contados a partir del mes en que se entrega el análisis. Embalse remanente o energía remanente: Es la porción de embalse en energía por encima del Nivel ENFICC Probabilístico (NEP) que no tiene compromiso de EVE, sin superar el nivel real del embalse. Energía Disponible de Corto Plazo, ED: Energía disponible de la planta de generación en el corto plazo. Energía Vendida y Embalsada, EVE: Es la energía vendida y embalsada para el mercado por agentes con plantas hidráulicas. Hidrología del SIN, HSIN: Nivel agregado de los aportes promedio mes en energía (GWh) del Sistema Interconectado Nacional. Índice de Indisponibilidad Histórica día, IHdía: Índice de Indisponibilidad Histórica de una planta, en cada día, con la información disponible hasta diez (10) días antes del día para el cual está calculando y aplicando la metodología vigente del cálculo del IHF, pero incluyendo las indisponibilidades cubiertas con los anillos de seguridad del Cargo por Confiabilidad. Período de Riesgo de Desabastecimiento: Período de tiempo en el cual existe riesgo de desatención de la demanda de energía eléctrica del Sistema Interconectado Nacional.
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Precio de Bolsa Períodos Punta, PBP: Precio de Bolsa Nacional promedio aritmético del predespacho ideal calculado con las ofertas remitidas por los agentes generadores para el día de operación para los períodos que comprende entre las 18 y 21 horas en $/kWh. Precio de Oferta Ajustado: Precio igual al mayor precio ofertado para el día por las plantas térmicas más su precio de arranque-parada variabilizado con la menor disponibilidad declarada, diferente de cero para los períodos horarios del día. (Fuente: R CREG 026/14, Art. 1)
ARTÍCULO 1.83. DEFINICIONES. Para efectos de la presente resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones contenidas en la leyes 142 y 143 de 1994 y en resoluciones vigentes, las siguientes: Acreditación: Procedimiento mediante el cual se reconoce la competencia técnica y la idoneidad de organismos de certificación e inspección, así como de laboratorios de ensayo y de metrología. Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC): 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). Calibración: Operación que bajo condiciones específicas establece, en una primera etapa, una relación entre los valores y sus incertidumbres de medición asociadas obtenidas a partir de los patrones de medición, y las correspondientes indicaciones con las incertidumbres asociadas y, en una segunda etapa, utiliza esta información para establecer una relación que permita obtener un resultado de medición a partir de una indicación. Clase de exactitud: Designación asignada a un transformador de corriente o de tensión cuyos errores permanecen dentro de los límites especificados bajo las condiciones de uso prescritas. Comité Asesor de Comercialización (CAC): Organismo creado por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) mediante la Resolución CREG 068 de 1999 , para asesorar a la misma en el seguimiento y la revisión de los aspectos comerciales del MEM. Consumo auxiliar o propio: Energía utilizada para alimentar los servicios auxiliares de las subestaciones del STN, del STR o del SDL o en plantas de generación de energía eléctrica. Corriente nominal, (IN): Valor de la corriente de acuerdo con el cual se fija el desempeño de un medidor conectado a través de transformadores. Corriente básica, (IB): Valor de la corriente de acuerdo con el cual se fija el desempeño de
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un medidor de conexión directa. Corriente máxima, (Imax): Máximo valor de la corriente que admite el medidor cumpliendo los requisitos de exactitud de la norma respectiva. Equipo de medida o medidor: Dispositivo destinado a la medición o registro del consumo o de las transferencias de energía. Frontera comercial: 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. Frontera comercial con reporte al ASIC: Frontera comercial a partir de la cual se determinan las transacciones comerciales entre los diferentes agentes que actúan en el Mercado Mayorista de Energía (MEM) y se define la responsabilidad por los consumos. Estas fronteras se clasifican en: fronteras de generación, fronteras de comercialización, fronteras de enlace internacional, fronteras de interconexión internacional, fronteras de distribución y fronteras de demanda desconectable voluntaria. Frontera de generación: Corresponde al punto de medición de una unidad o planta de generación donde las transferencias de energía equivalen a la energía neta entregada por el generador al STN, al STR o al SDL. Frontera de comercialización: Corresponde al punto de medición donde las transferencias de energía que se registran permiten determinar la demanda de energía de un comercializador. Estas fronteras se clasifican en fronteras de comercialización entre agentes y fronteras de comercialización para agentes y usuarios. La energía registrada en la frontera de comercialización también podrá ser empleada en la liquidación de cargos por uso de acuerdo con la regulación aplicable. Frontera de comercialización entre agentes: Corresponde al punto de medición que permite determinar la transferencia de energía entre mercados de comercialización o entre el STN y un mercado de comercialización. Frontera de comercialización para agentes y usuarios: Corresponde a toda frontera de comercialización que no cumple con alguno de los criterios señalados para la frontera de comercialización entre agentes. También es frontera de comercialización para agentes y usuarios la frontera comercial de un usuario que se conecta directamente al STN. Frontera de enlace internacional: Corresponde al punto de medición utilizado para efectos de determinar los intercambios de energía con otros países mediante las transacciones internacionales de electricidad de corto plazo (TIE). Frontera de interconexión internacional: Corresponde al punto de medición utilizado para efectos de determinar los intercambios de energía con otros países, cuando estos no se realicen en el esquema TIE. Según lo establecido en el artículo 3.12.4.2 de esta resolución, para efectos de las transacciones que se realicen a través del enlace internacional Colombia
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– Panamá, esta frontera podrá estar representada por varios agentes. Frontera de distribución: Corresponde al punto de medición entre niveles de tensión de un mismo OR que permite establecer la energía transferida entre estos. Frontera de demanda desconectable voluntaria: Corresponde a la frontera definida en el Capítulo 3.16.8.6 o aquella que la modifique, adicione o sustituya. Frontera comercial sin reporte al ASIC: Corresponde al punto de medición del consumo de un usuario final, que no se utiliza para determinar las transacciones comerciales entre los diferentes agentes que actúan en el MEM. La información de este consumo no requiere ser reportado al ASIC. Índice de clase: Número que expresa el límite del error porcentual admisible para todos los valores del rango de corriente entre 0,1Ib e Imax o entre 0,05In e Imax con factor de potencia unitario (y en caso de medidores polifásicos con cargas balanceadas) cuando el medidor se ensaya bajo condiciones de referencia. Laboratorio acreditado: Laboratorio de ensayo y/o calibración, reconocido por un organismo de acreditación, que cumple con los requisitos de competencia técnica establecidos en la norma NTC-ISO-IEC 17025 o la norma internacional equivalente o aquella que la modifique, adicione o sustituya. Mantenimiento: Conjunto de acciones o procedimientos tendientes a preservar o restablecer el sistema de medición a un estado tal que garantice su exactitud y la máxima confiabilidad. Medición directa: Tipo de conexión en el cual las señales de tensión y de corriente que recibe el medidor son las mismas que recibe la carga. Medición semidirecta: Tipo de conexión en el cual las señales de tensión que recibe el medidor son las mismas que recibe la carga y las señales de corriente que recibe el medidor provienen de los respectivos devanados secundarios de los transformadores de corriente utilizados para transformar las corrientes que recibe la carga. Medición indirecta: Tipo de conexión en el cual las señales de tensión y de corriente que recibe el medidor provienen de los respectivos devanados secundarios de los transformadores de tensión y de corriente utilizados para transformar las tensiones y corrientes que recibe la carga. Medidor de energía activa: Instrumento destinado a medir la energía activa mediante la integración de la potencia activa con respecto al tiempo. Medidor de energía reactiva: Instrumento destinado a medir la energía reactiva mediante la integración de la potencia reactiva con respecto al tiempo. Sistema de medición centralizada: Sistema de medición de energía eléctrica agrupado en cajas de medida, integrado por medidores (tarjetas electrónicas de medida o medidores individuales), trasformadores de medida (cuando aplique) y equipo de comunicación, que cuentan con operación remota para realizar lectura, suspensión, reconexión, etc.
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Mercado de comercialización: 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. Organismo de acreditación: Entidad con autoridad que lleva a cabo una declaración de tercera parte relativa a un organismo de evaluación de la conformidad que manifiesta la demostración formal de su competencia para llevar a cabo tareas específicas de evaluación de la conformidad. Para todos los efectos los organismos de acreditación son los definidos en el Decreto número 4738 de 2008, modificado por los Decretos números 323 de 2010 y 0865 de 2013 o aquel que lo modifique, adicione o sustituya. Operador de red de STR y SDL, OR: 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. Punto de conexión: Es el punto de conexión eléctrico en el cual los activos de conexión de un usuario o de un generador se conectan al STN, a un STR o a un SDL; el punto de conexión eléctrico entre los sistemas de dos (2) Operadores de Red; el punto de conexión entre niveles de tensión de un mismo OR; o el punto de conexión entre el sistema de un OR y el STN con el propósito de transferir energía eléctrica. Punto de medición: Es el punto eléctrico en donde se mide la transferencia de energía, el cual deberá coincidir con el punto de conexión. Verificación: Conjunto de actividades dirigidas a corroborar que el sistema de medición se encuentre en correcto estado de funcionamiento y conforme a los requisitos establecidos en este Código. Sistema de medición o de medida: Conjunto de elementos destinados a la medición y/o registro de las transferencias de energía en el punto de medición. Tipos de conexión para los sistemas de medición: Corresponde a los esquemas de conexión directa, semidirecta e indirecta empleados para realizar las mediciones dependiendo del nivel de tensión, magnitud de la transferencia de energía o el consumo de una carga, según sea el caso. Transformador de tensión, PT o t.t.: Transformador para instrumentos en el cual la tensión secundaria en las condiciones normales de uso, es sustancialmente proporcional a la tensión primaria y cuya diferencia de fase es aproximadamente cero, para un sentido apropiado de las conexiones. Transformador de corriente, CT o t.c.: Transformador para instrumentos en el cual la corriente secundaria en las condiciones normales de uso, es sustancialmente proporcional a la corriente primaria y cuya diferencia de fase es aproximadamente cero, para un sentido apropiado de las conexiones.
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(Fuente: R CREG 038/14, Art. 2)
ARTÍCULO 1.84. DEFINICIONES. Día t: Día en el cual se realizará la contabilización de la QEVE, y se realiza el despacho económico del día de operación t+1. El día t es el día actual. Mes m: mes en el cual se realiza la contabilidad del día t. Compromiso EVE (EVE): Es la cantidad de energía vendida y embalsada asignada por el CND a un recurso hidráulico i al momento de hacer el despacho en el día t. Cantidad de Energía Vendida y Embalsada Acumulada (QEVE): Es la sumatoria de todos los compromisos EVE asignados a un recurso de generación hidráulico que no han sido entregados al sistema. Cantidad de Energía Vendida y Embalsada Entregada (GEVE): Es la cantidad de EVE que es entregada al sistema a través de la generación real del recurso de generación i. Generación Real (GREA): Es la cantidad de energía generada por el recurso de generación i en el día t-1. Precio del Compromiso (PEVE): Precio al cual fue adquirido un compromiso EVE. (Fuente: R CREG 155/14, ANEXO 2 Num. 1)
ARTÍCULO 1.85. DEFINICIONES. Para efectos de la presente resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones contenidas en las Leyes 142 y 143 de 1994, y en resoluciones vigentes que tratan los aspectos relativos a la actividad de comercialización, las siguientes: Áreas especiales: corresponden a las áreas definidas en el Decreto 0111 de 2012 del Ministerio de Minas y Energía o aquel que lo modifique o sustituya. Comercialización: actividad consistente en la compra y venta de energía eléctrica en el mercado mayorista y su venta con destino a otras operaciones en dicho mercado o a los usuarios finales, conforme a lo señalado en el artículo 1 de la Resolución CREG 024 de 1994 . Costo base de comercialización: componente de la fórmula tarifaria que remunera los costos fijos de las actividades desarrolladas por los comercializadores de energía eléctrica que actúan en el mercado regulado y que se causan por usuario atendido en un mercado de comercialización. Costo unitario de prestación del servicio: es el costo económico eficiente de prestación del servicio al usuario final regulado, que resulta de aplicar la fórmula tarifaria general establecida en el Título 6.16.2, o aquella que la modifique o sustituya, y que corresponde a la suma de los costos eficientes de cada una de las actividades de la prestación del servicio. Margen de comercialización: margen a reconocer a comercializadores que atienden usuarios regulados, que refleja los costos variables de la actividad.
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Mercado de comercialización: 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, y los conectados al sistema de transmisión nacional del área de influencia del respectivo operador de red. Prestador de última instancia: agente seleccionado para realizar la actividad de comercialización de energía eléctrica cuando el prestador que ha sido escogido por un usuario no puede prestar el servicio por las causas definidas en la regulación. Usuario: persona natural o jurídica que se beneficia con la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica, bien como propietario del inmueble en donde este se presta, o como receptor directo del servicio. A este último usuario se le denomina también consumidor. (Fuente: R CREG 180/14, Art. 3)
ARTÍCULO 1.86. DEFINICIONES. Para efectos de la presente resolución se aplicarán las siguientes definiciones: Condiciones críticas: Situación que presenta el mercado mayorista de energía cuando el precio de bolsa es mayor al precio de escasez. Demanda Desconectable Voluntaria (DDV): Es la energía que reducen de manera voluntaria los usuarios que participan en el mecanismo de la DDV conforme a lo establecido en el Capítulo 3.16.8.6. Frontera de demanda desconectable voluntaria o Frontera DDV: corresponde a la frontera definida en el Capítulo 3.16.8.6 o aquella que la modifique, complemente o sustituya, que será utilizada para medir los consumos de la demanda a reducir de un usuario para el programa de respuesta de la demanda, RD, de que trata esta resolución. Plantas de emergencia: Son aquellas plantas o unidades de generación que utilizan los usuarios para atender su consumo. Período del Cargo por Confiabilidad o Período Cargo: Comprende el período entre diciembre 1o. del año t-1 a noviembre 30 del año t. Precio de Escasez de Activación (PEa): Es el valor máximo entre el precio de escasez calculado como se define en el Anexo 1 de la Resolución CREG 071 de 2006 y el precio marginal de escasez. Precio de Escasez Ponderado (PEp): Es el valor al cual se liquidan las transacciones de compra y venta en la Bolsa en las horas en las cuales el precio de bolsa supera el precio de escasez de activación. Precio Marginal de Escasez (PME):
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140 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Es el precio definido y actualizado mensualmente con la metodología definida en el Capítulo 1 de la Resolución CREG 140 de 2017. Respuesta de la Demanda Verificada (RDV): Es la demanda que efectivamente sea reducida de manera voluntaria por los usuarios, verificada conforme a lo establecido en esta resolución y que se considerará para la liquidación de las transacciones en el Mercado Mayorista. (Fuente: R CREG 011/15, Art. 3) (Fuente: R CREG 140/17, Art. 1)
ARTÍCULO 1.87. DEFINICIONES. Para efectos de esta resolución se tendrán en cuenta las siguientes definiciones. Autogenerador a gran escala. Un autogenerador tiene la categoría de gran escala si la potencia máxima supera el límite para los autogeneradores a pequeña escala establecido por la UPME. Potencia máxima declarada. Es la capacidad de energía que un autogenerador declara al centro nacional de despacho (CND) para entregar energía excedente a la red. (Fuente: R CREG 024/15, Art. 2)
ARTÍCULO 1.88. DEFINICIONES. Para la interpretación y aplicación de esta resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones contenidas en las Leyes 142 y 143 de 1994 y en las resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes: ACPM (diésel número 2): aceite combustible para motores, corresponde al diésel no. 2, referenciado por las normas ASTM D 975 y NTC 1438. Adjudicatario: persona jurídica constituida como empresa de servicios públicos, a quien el Ministerio de Minas y Energía adjudica un contrato para la prestación de una o todas las actividades inherentes al servicio público de energía eléctrica en un área de servicio exclusivo. Año: cada período de 365 días calendario o 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. AOM: corresponde a las labores de administración, operación y mantenimiento. Área de servicio exclusivo: es el área geográfica correspondiente a los municipios, cabeceras municipales o centros poblados sobre la cual la autoridad contratante otorga exclusividad en la prestación del servicio mediante contratos. Autoridad contratante: para efectos de la presente resolución es el Ministerio de Minas y Energía, de conformidad con lo establecido en el artículo 114 de la Ley 1450 de 2011. BTU: British Thermal Unit. Capacidad instalada: capacidad mínima instalada establecida por la autoridad contratante para desarrollar las actividades de generación y distribución en un área de servicio exclusivo.
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Comercialización de energía eléctrica: 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. Comercializador de energía eléctrica: persona jurídica que desarrolla la actividad de comercialización de energía eléctrica en las ZNI. Costo unitario de prestación del servicio de energía eléctrica (CU): 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. Demanda de energía proyectada: ventas totales de energía estimada por el Ministerio de Minas y Energía en el área de servicio exclusivo. Para las áreas de servicio exclusivo existentes, corresponderá a la demanda de energía eléctrica en el área según lo definido en el contrato de concesión vigente. Se debe definir en un periodo de tiempo (año, mes). Demanda de energía real: ventas totales de energía reportadas por el adjudicatario al sistema único de información, SUI. Se debe definir en un periodo de tiempo (año, mes). Diésel número 2: es el ACPM definido en la presente resolución. Diésel número 6: también conocido como combustóleo número 6 o fuel oil, 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. Distribución de energía eléctrica: es el transporte de energía eléctrica a través de redes físicas, desde la barra de entrega de energía al sistema de distribución, hasta la conexión de un usuario, de conformidad con el numeral 14.25 de la Ley 142 de 1994. Distribuidor de energía eléctrica: persona encargada de la administración, la planeación, la expansión, la operación y el mantenimiento de toda o parte de la capacidad de un sistema de distribución. Los activos utilizados pueden ser de su propiedad o de terceros. Empresas de Servicios Públicos: Las definidas en el Título I, Capítulo I, de la Ley 142 de 1994. Fórmula tarifaria general: 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. Generación de energía eléctrica: producción de energía eléctrica a partir de cualquier tipo de fuente. Generador de energía eléctrica: persona jurídica que se encarga de toda o parte de la
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capacidad de un sistema de generación para producir energía eléctrica empleando cualquier tipo de fuente. Interventoría: corresponde a las actividades de control y seguimiento de la correcta ejecución del contrato en los términos definidos por el Ministerio de Minas y Energía. Los costos asociados al desarrollo de la interventoría serán definidos por el Ministerio de Minas y Energía. Obligación de prestación del servicio: 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. Parque de generación: conjunto de unidades de generación con el que se atiende un área de servicio exclusivo. Se incluyen en el parque de generación los transformadores elevadores y los equipos de servicios auxiliares. Parque o central de generación inicial: conjunto de unidades de generación ofertado por el adjudicatario de la obligación de prestación del servicio en la propuesta que presente en el proceso competitivo. Pérdidas de energía en distribución: es la energía perdida en un sistema de distribución y reconocida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas. Pérdidas de energía en generación: es la energía perdida en un sistema de generación y reconocida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas. Período de planeación: 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. Período de preparación: período de tiempo que transcurre entre la fecha de anuncio de la ejecución del proceso competitivo y el día de realización del mismo. Período de vigencia: período de tiempo durante el cual se genera la obligación de prestación del servicio. Proceso competitivo: invitación pública abierta para concursar por la asignación de la obligación de prestación del servicio en un área de servicio exclusivo con reglas definidas por la autoridad contratante para la determinación del precio y para asignar la obligación correspondiente. Sistema de distribución: es el conjunto de redes físicas de uso público que transportan energía eléctrica desde la barra de un generador hasta el punto de derivación de las acometidas de los inmuebles, sin incluir su conexión y medición. No se incluyen los transformadores elevadores ni servicios auxiliares del generador. Sistema de medición o de medida: conjunto de elementos destinados a la medición y/o registro de las transferencias de energía eléctrica, tensión y horas de suministro en el punto de medición.
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SUI: Sistema Único de Información de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. Ventas: se entiende como la totalidad de la energía eléctrica facturada en el área de servicio exclusivo. Zonas no interconectadas: para todos los efectos relacionados con la prestación del servicio público de energía eléctrica se entiende por zonas no interconectadas a los municipios, corregimientos, localidades y caseríos no conectados al sistema interconectado nacional, SIN. (Fuente: R CREG 076/16, Art. 2)
ARTÍCULO 1.89. DEFINICIONES. Para la interpretación y aplicación de esta resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones establecidas en las resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes: Contingencia sencilla: Cada uno de los eventos no programados que causan la no operatividad de una línea, un transformador o un banco de transformadores del STN o del STR. Desconexión correctiva de demanda: Cantidad de carga en MW que se desconectaría de las redes del SIN ante la ocurrencia de una contingencia resultante de la operación de los equipos de protección del sistema, actuación de esquemas suplementarios, apertura de elementos por superación de límites operativos de equipos declarados por los agentes o por las instrucciones operativas del CND derivadas de la ocurrencia de una contingencia. La desconexión correctiva de demanda es estimada por el CND, con base en la mejor información disponible para los análisis eléctricos. Desconexión correctiva de demanda de gran magnitud: Desconexión correctiva de demanda que ocasionaría la falta de suministro de la demanda de energía a por lo menos el 10% de la demanda total del SIN. Desconexión preventiva de demanda: Cantidad de carga en MW que se desconectaría de las redes del SIN de manera planeada, con el fin de mantener la operación confiable y segura del sistema ante la posible ocurrencia de una contingencia. La desconexión preventiva de demanda es estimada por el CND, con base en la mejor información disponible para los análisis eléctricos. Subárea operativa: Conjunto de activos de uso, activos de conexión, recursos de generación y/o demanda, que para asegurar niveles de calidad y seguridad regional, presentan alguna restricción, que exige generaciones forzadas en la subárea y/o limita los intercambios con el resto del SIN. Ningún activo de uso del STN o de Conexión al STN, podrá estar asociado a más de una subárea operativa. Las subáreas operativas serán definidas por el CND. (Fuente: R CREG 224/16, Art. 1)
LIBRO 2 ESTRUCTURA Y COMPETENCIA
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PARTE 1 POR LA CUAL SE ADOPTAN DISPOSICIONES GENERALES SOBRE EL SERVICIO PÚBLICO DE ENERGÍA ELÉCTRICA ARTÍCULO 2.1.1. ÁMBITO DE APLICACION. Esta resolución se aplica a todas las personas que, estando organizadas en alguna de las formas dispuestas por el artículo 15 de la Ley 142 de 1994, generan electricidad, o la transmiten, o la distribuyen, o la comercializan, o realizan mas de una de esas actividades. Sin perjuicio de lo establecido en el artículo 15 de la Ley 142 de 1994, la presente resolución no se aplica a los generadores que tienen una capacidad instalada inferior a 10MW; y a los autogeneradores. (Fuente: R CREG 056/94, Art. 2)
ARTÍCULO 2.1.2. PRESTADORES DEL SERVICIO. Solo las empresas de servicios públicos, o los otros agentes económicos a los que se refiere el artículo 15 de la Ley 142 de 1994, pueden prestar el servicio público de energía eléctrica. La Comisión, en cumplimiento del numeral 73.18 la Ley 142 de 1994, solicitará a la Superintendencia que aplique las sanciones a que hubiere lugar a las personas que presten el servicio de energía eléctrica bajo otra forma de organización. (Fuente: R CREG 056/94, Art. 3)
ARTÍCULO 2.1.3. OBLIGACION DE REGISTRO. Todas las empresas que vayan a realizar cualquier actividad comprendida dentro del servicio público de electricidad o energía eléctrica, deben dar noticia del inicio de sus actividades a la Comisión. Con la noticia incluirán los estatutos, el nombre de los socios o propietarios de mas del 10% del patrimonio, y los estados financieros en el momento de constitución o los del último año, según el caso. También remitirán una descripción del mercado al cual orienta la empresa sus servicios, los principales activos y permisos con los que cuenta la empresa, o que están en trámite de obtención o construcción, y en el caso de empresas de distribución, del contrato de servicios públicos de condiciones uniformes que la empresa se propone adoptar. (Fuente: R CREG 056/94, Art. 4)
ARTÍCULO 2.1.4. SEPARACION DE ACTIVIDADES. Las empresas que se constituyan con posterioridad a la vigencia de la Ley 143 de 1994 con el objeto de prestar el servicio público de electricidad, y que hagan parte del sistema interconectado nacional, no podrán tener mas de una de las actividades complementarias relacionadas con el mismo, salvo la de comercialización que puede realizarse en forma combinada con una de las actividades de generación y distribución. En consecuencia, cualquiera de estas empresas que destine a la generación de energía una capacidad que exceda de 50 MW, no puede tener como objeto social actividades distintas a la misma generación, y la comercialización.
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Para tales efectos, se atribuirán a estas empresas: 1. Toda la capacidad de generación neta que posean directamente; 2. La parte proporcional que les corresponda en la capacidad de generación de otras empresas con las cuales tengan una vinculación económica. Se considera que existe vinculación económica, en los siguientes casos: a) Cuando estas empresas o sus filiales son parte en un contrato para compartir utilidades o reducir costos, o en cualquier clase de contrato de riesgo compartido con la empresa generadora, o con quienes tengan las mismas relaciones con la empresa generadora; o b) Cuando estas empresas tienen: - Acciones o partes de capital en la empresa generadora; - Créditos a cargo de la empresa generadora, contratados en condiciones distintas de las prevalecientes en el mercado; - Contratos de suministro de combustible o cualquier influjo en la determinación del precio del combustible utilizado por la empresa generadora. Estas empresas deben proporcionar a la Comisión, cuando esta lo solicite: - Un certificado que acredite el cumplimiento de las obligaciones que este artículo consagra en la fecha de su expedición, y que ha cumplido con ellas durante el período que siguió al último certificado expedido de esta clase. - Un certificado en el que identifique en detalle la capacidad de generación que posee, o a que se refiere interés económico. Las empresas a que se refiere el inciso primero de este artículo, que tengan por objeto la actividad de transmisión de electricidad, no pueden incluir en su objeto otra actividad; pero las que presten el servicio de distribución, pueden incluir, además de ésta, la de comercialización. Las empresas de servicios públicos constituidas con anterioridad a la vigencia de la Ley 142 de 1994, podrán continuar prestando en forma combinada las actividades que desarrollaban en la fecha que entró en vigor, más la actividad de comercialización, siempre y cuando, establezcan contabilidades separadas para cada una de sus actividades, antes del 1o. de enero de 1996, de acuerdo con los sistemas uniformes que establezca la Superintendencia. (Fuente: R CREG 056/94, Art. 5)
ARTÍCULO 2.1.5. PROTECCION DE LA COMPETENCIA EN EL SERVICIO DE ELECTRICIDAD. Se consideran prácticas restrictivas de la competencia, y capaces de reducir la competencia entre las empresas que prestan el servicio público de electricidad; las siguientes conductas: a) Realizar actos o contratos en condiciones distintas a las usuales en el mercado, entre empresas que prestan el servicio de electricidad y sus matrices, o con las filiales de estas, o
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con los propietarios de unas y otras. b) Romper el principio de neutralidad en materia tarifaria y de tratamiento a los clientes o usuarios de las empresas que prestan el servicio público de electricidad. Para aplicar el principio de neutralidad y definir, en consecuencia, si los costos que ocasiona la prestación del servicio de electricidad a un cliente o usuario son sustancialmente iguales a los que ocasiona prestarlo a otro, y las características técnicas de prestación del servicio, debe atenderse a factores tales como los volúmenes, voltajes, carga, interruptibilidad, sitio, fechas y duración de los actos o contratos convenidos. Para analizar la condición social del cliente o usuario, cuando la Ley obligue a ello, debe examinarse el estrato al que aquel pertenece. c) Hacer en una empresa que presta el servicio público de electricidad registros contables que no reflejen en forma razonable la separación que debe existir entre los diversos servicios que preste la misma empresa, o la que debe existir con otras empresas que tengan propietarios comunes o actividades complementarias en el servicio de energía eléctrica. d) Aprovechar en una empresa que presta el servicio público de electricidad información reservada de una empresa matriz, o filial, o en la que hay propietarios comunes, para obtener ventajas comerciales injustas al realizar actos o contratos, es decir, ventajas que no se habrían obtenido sin una información que debía permanecer reservada. e) Permitir en una empresa que presta el servicio público de electricidad, que la información que debe mantenerse en reserva según la ley, se comunique a quienes no tienen derecho a ella, y especialmente a la matriz, a las filiales, o a empresas que tienen propietarios comunes con la que divulga la información; o no tomar las medidas adecuadas para que la información se mantenga en reserva, inclusive por quienes actúan como consultores. (Fuente: R CREG 056/94, Art. 6)
ARTÍCULO 2.1.6. TRANSPARENCIA EN LAS TARIFAS. Las empresas que ofrezcan servicios de transmisión o de distribución de energía deben publicar, en forma masiva, y mantener a disposición de sus clientes eventuales, y de las autoridades, documentos en los que aparezcan las tarifas que cobrarán por sus servicios, y los diversos componentes de ellas, de modo que cualquier interesado pueda hacer un estimativo correcto de lo que tendría que pagar por recibir tales servicios. (Fuente: R CREG 056/94, Art. 7)
ARTÍCULO 2.1.7. CESION DE CONTRATOS. Los contratos de energía celebrados entre los prestadores del servicio podrán ser cedidos parcial o totalmente, conforme a las reglas establecidos en el Código de Comercio. (Fuente: R CREG 056/94, Art. 8)
ARTÍCULO 2.1.8. INFORMACION. Las empresas a las que se aplica esta resolución deberán enviar mensualmente a la Comisión, una relación de los contratos celebrados entre empresas generadoras, entre distribuidoras, entre aquellas y estas, y entre todas ellas y las empresas dedicadas a la comercialización de electricidad, y los usuarios no regulados, incluyendo los
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contratos que deben cumplirse a través de interconexiones internacionales. En tales informes deben aparecer los siguientes datos: nombre de las partes, sitio de entrega de la energía, precios, cantidades, condiciones de la entrega, sanciones y compensaciones. Conforme lo establecido en el artículo 73 de la Ley 142 de 1994, estas empresas también deberán suministrar a la Comisión en forma oportuna la información que esta le solicite, necesaria para el cumplimiento de sus funciones. Las empresas no están obligadas a proporcionar a los usuarios aquella información que la ley en forma expresa califica como secreta o reservada; pero no podrán invocar tal carácter ante el solicitante si la Comisión no ha definido, para el caso particular, o por regla general, que la información requerida lo tiene. La información que se refiere a tarifas nunca tendrá tal carácter. (Fuente: R CREG 056/94, Art. 9)
ARTÍCULO 2.1.9. OBLIGACIONES EN CASO DE EMERGENCIA. Las empresas sujetas a esta resolución, están obligadas en caso de emergencia, declarada por la Comisión de Regulación o la Superintendencia, a prestar colaboración a las autoridades, a otras empresas, o a los usuarios. Esta colaboración puede consistir, entre otras acciones, en posponer el cierre de plantas de generación o la no disminución de su capacidad disponible En el momento mismo de producir el acto que ordena dar la ayuda, la respectiva autoridad tendrá el deber de tomar las medidas del caso para estimar y probar el monto de la indemnización que debe darse a la empresa que presta el auxilio, y para impulsar los procedimientos presupuestales necesarios para su pago. Lo aquí dispuesto no limita, en forma alguna, las facultades que la ley otorga a la empresa que preste el auxilio para solicitar y conseguir la indemnización debida. (Fuente: R CREG 056/94, Art. 10)
ARTÍCULO 2.1.10. ACATAMIENTO DEL CODIGO DE REDES. Las personas a las cuales se aplica esta resolución, deben ceñir sus actividades, en lo pertinente, a lo dispuesto en el Código de Redes y en el Reglamento de Operación. (Fuente: R CREG 056/94, Art. 11)
ARTÍCULO 2.1.11. ACATAMIENTO DE OTROS REQUISITOS. Las personas a las cuales se aplica esta resolución, deben obtener todos los permisos y autorizaciones que la Ley 142, y la Ley 143 de 1994, preveen como indispensables en lo pertinente, contemplan para ejercer actividades en el sector; y, en particular, los relativos a aspectos ambientales, sanitarios, de uso de aguas, técnicos, y de orden municipal. (Fuente: R CREG 056/94, Art. 12)
LIBRO 3 REGLAMENTO DE OPERACIÓN - COMPONENTE GENERACIÓN Y MERCADO MAYORISTA (descripción no original)
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PARTE 1 GENERACIÓN (descripción no original)
TÍTULO 1 POR LA CUAL SE REGULA LA ACTIVIDAD DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL
CAPÍTULO 1 DISPOSICIONES GENERALES ARTÍCULO 3.1.1.1.1. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución se aplica a todos los generadores que estén organizados en alguna de las formas dispuestas por el artículo 15 de la Ley 142 de 1994. Sin perjuicio de lo previsto en el artículo 15 de la Ley 142 de 1994, se exceptúan de lo dispuesto en esta resolución, los generadores que tienen una capacidad efectiva total en centrales de generación inferior a 10 MW, y los autogeneradores. (Fuente: R CREG 055/94, Art. 2)
CAPÍTULO 2 OBLIGACIONES DE LOS GENERADORES ARTÍCULO 3.1.1.2.1. PRESTADORES DEL SERVICIO. Todos los agentes económicos pueden construir plantas generadoras con sus respectivas líneas de conexión a las redes de interconexión, transmisión y distribución. La Comisión, en cumplimiento del numeral 73.18 de la Ley 142 de 1994, pedirá a la Superintendencia que sancione a quienes presten el servicio público de generación de energía eléctrica sin cumplir los requisitos dispuestos en las Leyes que rigen la materia y en esta resolución. (Fuente: R CREG 055/94, Art. 3)
ARTÍCULO 3.1.1.2.2. OBLIGACIÓN DE VINCULARSE AL SISTEMA INTERCONECTADO. Todos los generadores que se conecten al sistema interconectado nacional realizarán en el mercado mayorista de energía las transacciones de venta y compra de la energía que producen o que requieran, y se sujetarán al Reglamento de Operación y a los acuerdos del Consejo Nacional de Operación. Los generadores deben someter al despacho central coordinado por el Centro Nacional de Despacho (CND), todas las unidades de sus centrales de generación, conectadas al Sistema Interconectado Nacional y con una capacidad efectiva total en la central superior a 20 MW. Para estos efectos se considera que las centrales de generación son las de propiedad del
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generador, las centrales de propiedad de otras empresas que represente por medio de un mandato y las centrales de otras empresas con las cuales el generador tenga un contrato de energía por la totalidad de la capacidad efectiva. Los generadores pueden conferir mandatos a otras empresas, preferiblemente que tengan el mismo objeto social, para que las representen ante el CND y el mercado mayorista y para que cumplan todas sus obligaciones respecto al Reglamento de Operación y a los acuerdos de operación. El mandatario deberá acreditar su condición ante el CND, el cual deberá suministrar la información correspondiente a la Comisión cuando la Comisión así lo solicite. Igualmente, cualquier empresa de generación que tenga un contrato de energía con otro generador por la totalidad de la capacidad efectiva en una unidad de generación de propiedad de este último, representará y se hará responsable para todos los efectos de la unidad generadora ante el CND y el mercado mayorista. Los contratos respectivos no estarán sometidos a las reglas del mercado mayorista. Los generadores tienen la obligación de proporcionar al CND y al Administrador del SIC en forma oportuna y fiel la información que estos les soliciten para efectuar el despacho central, la operación integrada del Sistema Interconectado Nacional y la administración del SIC. (Fuente: R CREG 055/94, Art. 4)
ARTÍCULO 3.1.1.2.3. COTIZACIONES PARA PRESTAR SERVICIOS ASOCIADOS DE GENERACIÓN. Cuando el Centro Nacional del Despacho lo requiera, las empresas generadoras están obligadas a cotizar los términos en los cuales prestarían servicios asociados de generación, para la operación del Sistema Interconectado Nacional, con cualquier unidad de generación que posea la empresa y que esté operando. La empresa generadora debe, cuando la Comisión o la Superintendencia así lo requiera, proporcionar detalles de los precios cotizados por los servicios asociados de generación, incluyendo la justificación de los mismos y detalles de los costos en los que se incurriría al proveerlos. Tales costos pueden comprender una rentabilidad razonable sobre su capital. (Fuente: R CREG 055/94, Art. 7)
ARTÍCULO 3.1.1.2.4. OBLIGACIÓN DE NO DISCRIMINAR. Las empresas generadoras no podrán discriminar o preferir a una persona o grupo de personas en las transacciones de energía en el mercado mayorista. (Fuente: R CREG 055/94, Art. 8)
ARTÍCULO 3.1.1.2.5. OBLIGACIÓN DE INFORMAR SOBRE EL CIERRE DE PLANTAS. Las empresas generadoras deben dar aviso a la Comisión, con 6 meses de anticipación a la fecha de aplicación de la medida, del cierre de una planta que tenga capacidad efectiva de más de 20 MW, o de la disminución permanente de su capacidad disponible por mas de 20 MW. La empresa generadora dará a la Comisión cualquier información adicional que esta requiera en relación con dicha medida, que permita evaluar, entre otros aspectos, si la medida no implica una ruptura de los principios sobre competencia. En todo caso, el artículo 2.1.9 de esta resolución se aplicará en lo allí previsto.
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(Fuente: R CREG 055/94, Art. 9)
ARTÍCULO 3.1.1.2.6. COMERCIALIZACIÓN DE LA ENERGÍA PROVENIENTE DE PRODUCTORES MARGINALES, INDEPENDIENTES O PARA USO PARTICULAR. En el caso de empresas que operen plantas de generación o cogeneración que generen energía en forma marginal o para uso particular, se aplicarán las disposiciones de esta resolución y las normas pertinentes establecidas en las normas legales vigentes a todos los actos y contratos que celebren para la venta de energía a terceros a través de la red pública, en exceso de la electricidad que se use en sus propias operaciones, a cambio de cualquier clase de remuneración, o gratuitamente con quienes tengan vinculación económica con ellas, o en cualquier manera que pueda reducir la libre competencia en el sector eléctrico. (Fuente: R CREG 055/94, Art. 10)
ARTÍCULO 3.1.1.2.7. COMERCIALIZACIÓN DE LA ENERGÍA DE GENERADORES CON UNA CAPACIDAD INFERIOR A 20 MW. Los generadores con una capacidad efectiva inferior a 20 MW que deseen vender y comprar energía a través de la red pública, podrán acogerse a las disposiciones de esta resolución o podrán realizar contratos especiales con comercializadores o generadores para colocar sus excedentes o para comprar servicios de respaldo para lograr una confiabilidad adecuada en su operación. La Comisión definirá las normas aplicables a estos casos. (Fuente: R CREG 055/94, Art. 11)
CAPÍTULO 3 OPERACIÓN INTEGRADA Y EL CENTRO NACIONAL DE DESPACHO ARTÍCULO 3.1.1.3.1. OBLIGACIONES DEL CENTRO NACIONAL DE DESPACHO. El Centro Nacional de Despacho (CND) hará la planeación de la operación a largo y mediano plazo de todos los recursos de generación sometidos al despacho central, incluyendo las interconexiones internacionales, para atender la demanda de energía eléctrica del sistema interconectado nacional en la forma más económica y cumpliendo con los criterios aprobados de seguridad, confiabilidad y calidad de servicio. La planeación indicativa de la operación se hará de acuerdo con los procedimientos establecidos en el Reglamento de Operación, teniendo en cuenta: 1. Las proyecciones de demanda de energía eléctrica adoptadas para el planeamiento de la operación, 2. Los pronósticos hidrológicos preparados con base en la información climatológica disponible, 3. La disponibilidad de las unidades de generación e interconexiones internacionales; 4. Las restricciones operativas impuestas por razones técnicas,
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5. La energía entregada al Sistema Interconectado Nacional por unidades de generación no sujetas al despacho central; y 6. La disponibilidad del sistema de transmisión y distribución de acuerdo a las necesidades de salida de servicio de redes para mantenimiento, reparaciones, extensiones o refuerzos. La programación de la salida del servicio se hará de acuerdo con lo previsto en el Código de Redes, y en forma tal que no discrimine o prefiera indebidamente a ninguna empresa, y que no se utilice como instrumento para limitar la competencia. Como resultado de la planeación operativa se determinarán las funciones de los costos incrementales de los embalses para generación de energía eléctrica y estimativos de los valores esperados de los precios en la bolsa de energía, de los niveles de los embalses, de la generación de las unidades térmicas e hidráulicas, de los vertimientos de los embalses, de los índices de confiabilidad, y otras variables de interés. La información correspondiente se suministrará a las empresas que participan en el mercado mayorista. (Fuente: R CREG 055/94, Art. 12)
ARTÍCULO 3.1.1.3.2. CRITERIOS PARA EL DESPACHO ECONÓMICO. El CND debe efectuar el despacho económico horario de los recursos de generación sujetos a despacho central y de las transferencias de energía por interconexiones internacionales, según se establece en el Código de Redes y en el Reglamento de Operación, teniendo en cuenta los siguientes factores: 1. La predicción de demanda horaria preparada por el CND, 2. Los precios incrementales ofrecidos por las unidades generadoras, 3. Las restricciones técnicas que se imponen sobre el sistema o una parte de él, incluyendo la generación obligada por criterios de seguridad eléctrica, 4. La disponibilidad de las unidades de generación sujetas a despacho central, 5. Las proyecciones de importación o exportación de electricidad a través de alguna interconexión internacional, 6. El costo de las pérdidas en transmisión y distribución, 7. El margen de reserva de generación de acuerdo a los criterios de confiabilidad y calidad de servicio adoptados y 8. Otros aspectos previstos en el Código de Redes y en el Reglamento de Operación. El Centro Nacional de Despacho (CND) establecerá el despacho horario de las unidades de generación sujetas a despacho en orden ascendente del precio ofrecido al Centro Nacional de Despacho (CND) por cada unidad, de tal forma que se atienda la demanda horaria y se minimicen los costos de operación cumpliendo con los criterios adoptados de confiabilidad y
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seguridad de suministro. El CND comunicará el despacho horario a los generadores sujetos al despacho central y supervisará su cumplimiento. (Fuente: R CREG 055/94, Art. 13)
ARTÍCULO 3.1.1.3.3. CRITERIOS DE SEGURIDAD EN LA GENERACIÓN. Al cumplir sus funciones de programación y despacho establecidas en el artículo 34 de la Ley 143 de 1994, el CND tendrá en cuenta los criterios de confiabilidad y seguridad en la operación establecidos en el Código de Redes, y supervisará su cumplimiento. Esos criterios deben cumplirse asegurando que en condiciones normales de operación y cuando haya suficiente capacidad de generación, se despache la capacidad disponible de tal manera que se satisfaga la demanda proyectada y los requisitos de reserva en la generación. Sin embargo, el CND puede interrumpir o suspender la oferta de electricidad en las siguientes circunstancias: 1. Cuando sea necesario hacerlo por razones de mantenimiento, o por una falla que afecte los sistemas de transmisión o de generación; o 2. Cuando sea necesario hacerlo para mantener la seguridad y estabilidad del sistema total por una pérdida repentina y no planeada en los sistemas de generación y transmisión, hasta el momento en el que el CND pueda ser capaz de coordinar la operación para satisfacer de nuevo la demanda total del sistema; o 3. Cuando el Consejo Nacional de Operación produzca un acuerdo sobre racionamiento preventivo, en consonancia con el código o estatuto de racionamiento, que producirá la Comisión de acuerdo a lo previsto en el artículo 88 de la Ley 143 de 1994. Interconexión Eléctrica S.A, por medio del Centro Nacional de Despacho (CND), debe proveer a la Comisión y a la Superintendencia, previa solicitud, la información que requieren para vigilar el cumplimiento de lo aquí dispuesto, y para permitir la revisión a ambas entidades de cómo funcionan, en la práctica, los criterios de seguridad y confiabilidad en la operación. (Fuente: R CREG 055/94, Art. 15)
TÍTULO 2 POR LA CUAL SE REGLAMENTA LA GENERACIÓN DE PLANTAS O UNIDADES EN PRUEBAS, COMO PARTE DEL REGLAMENTO DE OPERACIÓN ARTÍCULO 3.1.2.1. ASPECTOS OPERATIVOS DE LA GENERACION DE PLANTAS EN ETAPA DE PRUEBAS. Para las plantas o unidades de generación que se encuentren en etapa de pruebas, se tendrán en cuenta los siguientes criterios: a) Las plantas o unidades nuevas, o las que pretendan reincorporarse al mercado mayorista, deberán informar al Centro Nacional de Despacho y al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, como mínimo con siete (7) días de anticipación, la fecha prevista para la iniciación de pruebas.
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b) Las plantas o unidades nuevas, o las que pretendan reincorporarse al mercado mayorista, o las que estén en mantenimiento por un período mayor a treinta (30) días, enviarán al Centro Nacional de Despacho, con tres (3) días de anticipación a la ejecución, el cronograma y la descripción de las pruebas a realizar. c) Las plantas o unidades nuevas y las que pretendan reincorporarse al mercado mayorista, solo podrán declarar la entrada en operación comercial junto con las ofertas para el despacho. d) Los agentes deberán reportar, de la misma forma y dentro de los mismos plazos establecidos para las ofertas, la declaratoria de disponibilidad y la oferta horaria por la generación que esperan tener durante las pruebas para cada una de las horas del día siguiente; las unidades que no estén en operación comercial no ofertarán precio. Estas ofertas de precio se tendrán en cuenta cuando, por razones de seguridad, el Centro Nacional de Despacho determine que una planta o unidad termine anticipadamente una prueba o cuando se trate de una prueba no autorizada para desviarse. e) Si el Centro Nacional de Despacho determina que, por las condiciones eléctricas y/o energéticas del sistema, no es posible llevar a cabo el programa de pruebas reportado por los agentes, éstos deberán reprogramar sus pruebas y/o tomar las medidas que defina el Centro Nacional de Despacho. f) Las plantas o unidades nuevas, o las que se reincorporen al mercado, estarán autorizadas para desviarse de su programa estimado de generación durante las pruebas. No obstante, el Centro Nacional de Despacho no autorizará la desviación cuando el agente no haya informado previamente sobre la ejecución de las mismas. Para las unidades en operación comercial, el Consejo Nacional de Operación definirá una lista de pruebas que, por la naturaleza de las mismas, ameritan autorización para desviarse; mientras tanto, el Centro Nacional de Despacho será el que determine cuáles pruebas están autorizadas para desviarse. g) Para el proceso de despacho y redespacho, deberá programarse la disponibilidad declarada para la prueba, sin tener en cuenta el precio ofertado y, por lo tanto, éste último no podrá definir el Costo Marginal del Sistema. h) La generación de unidades en pruebas que están autorizadas para desviarse no será considerada para cubrir generaciones de seguridad o AGC, excepto que la prueba sea de AGC. La generación de unidades en pruebas que cubra total o parcialmente generación de seguridad, será tratada comercialmente como generación en pruebas. Cuando se efectúen pruebas para AGC, sólo se considerará en pruebas la disponibilidad comprometida de la planta o unidad en la prueba de AGC. i) Las pruebas de plantas o unidades de generación solo podrán realizarse durante el período informado por el agente, según el procedimiento establecido en la presente resolución. j) El Centro Nacional de Despacho someterá a aprobación del Consejo Nacional de Operación los formatos para el reporte de información para pruebas de generación. (Fuente: R CREG 121/98, Art. 1)
ARTÍCULO 3.1.2.2. ASPECTOS COMERCIALES DE LA GENERACION DE PLANTAS EN ETAPA DE PRUEBAS. Las plantas o unidades de generación que se encuentren en pruebas
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se someterán a los siguientes criterios comerciales: a) Las plantas o unidades nuevas, y las que pretendan reincorporarse al mercado deberán, con siete (7) días de anticipación a la fecha prevista para iniciar las pruebas, anexar la certificación del transportador del área aprobando la conexión y la capacidad en MW asignada en el contrato de conexión. Copia de esta comunicación deberá enviarse tanto al Centro Nacional de Despacho como al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales. b) La generación de plantas o unidades en prueba no será objeto de penalizaciones por desviaciones al programa de despacho, siempre y cuando se cumpla el procedimiento establecido en la presente resolución para la realización de tales pruebas. c) En el despacho ideal, la generación de plantas en pruebas y la disponibilidad comercial, se considerarán iguales a la generación real de tales plantas, siempre y cuando se cumpla el procedimiento establecido en la presente resolución para la realización de tales pruebas. d) Los generadores nuevos o quienes se reincorporen al mercado, no serán remunerados por Cargo por Capacidad durante el período de pruebas de puesta en servicio, de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG-116 de 1996 , o las disposiciones que la modifiquen o sustituyan. e) Si una planta o unidad en operación comercial efectúa pruebas sin haberlo informado al Centro Nacional de Despacho, dicha planta o unidad no será autorizada y las desviaciones y reconciliaciones se calcularán con el precio que haya ofertado. Si una planta o unidad nueva o que se reincorpore al mercado efectúa pruebas sin informar previamente al Centro Nacional de Despacho, la planta o unidad no será autorizada y las desviaciones y reconciliaciones serán liquidadas asumiendo un precio de oferta igual al Costo Equivalente en Energía del Cargo por Capacidad (CEE). f) Las plantas o unidades nuevas, o las que se reincorporen al Sistema Interconectado Nacional, deberán pagar cargos por uso del Sistema de Transmisión Nacional y, en general, todos los cargos asignables a los generadores dentro del Mercado Mayorista, a partir de la fecha más temprana entre la definida en el contrato de conexión y el momento en que por primera vez se sincronicen a la red. La capacidad a considerar para liquidar estos cargos será aquella establecida en el contrato de conexión, y la liquidación y facturación de los cargos por uso del Sistema de Transmisión Nacional se hará de conformidad con lo establecido en la Resolución CREG-058 de 1996 . g) En el caso de plantas que entren en operación comercial sus unidades en forma escalonada, las unidades que entren en operación comercial serán tratadas en forma independiente de las unidades que se encuentren en pruebas, siempre y cuando se puedan tratar en forma independiente, tanto desde el punto de vista operativo como comercial. (Fuente: R CREG 121/98, Art. 2)
TÍTULO 3 POR EL CUAL SE DEFINE LA CAPACIDAD DE RESPALDO PARA OPERACIONES EN EL MERCADO MAYORISTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA
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ARTÍCULO 3.1.3.1. CAPACIDAD DE RESPALDO PARA OPERACIONES EN EL MERCADO. El ASIC calculará y publicará cada mes las capacidades de respaldo de operaciones y de todos los agentes comercializadores y/o generadores inscritos en el MEM, para cada uno de los meses en donde haya agentes con contratos, conforme al siguiente procedimiento y para un horizonte de cinco (5) años: 1. Cálculo del patrimonio transaccional. Paso 1.1. Se calculará el patrimonio transaccional, por empresa, para cada uno de los agentes comercializadores y/o generadores inscritos en el MEM, conforme a la suma o resta de los siguientes conceptos contables: TABLA 1 Suma o Concepto contable resta Suma Capital suscrito y pagado. Suma Capital fiscal. Suma Dividendos y participaciones decretados que figuren en el patrimonio Suma Reservas de ley. Suma Suma Superávit por valorización Resta Inversiones en empresas en la actividad de comercialización de energía eléctrica en Colombia, con negativo.
Resta Resta Resta Suma
Para el primer cálculo se consideran estas inversiones en todos los casos. Cargos diferidos. Intangibles. Amortización de intangibles. Prima en colocación de acciones.
La información de los conceptos contables será tomada de la Resolución número 20051300033635 del 28 de diciembre de 2005 y sus anexos de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, o la que la modifique, adicione o sustituya. El ASIC tomará de la información reportada por el agente comercializador y/o generador al Sistema Único de Información, SUI, para el último periodo para el cual se haya cumplido el plazo de reporte de la información, por empresa, los conceptos contables que se indican en la Tabla 1. Para el caso concreto de las inversiones en empresas en la actividad de comercialización de energía eléctrica en Colombia, los agentes comercializadores y/o generadores deberán declarar al ASIC el valor de esas inversiones, en cada empresa, con la respectiva certificación del revisor fiscal, para el último periodo para el cual se haya cumplido el plazo de reporte de la información al SUI.
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En los casos en los que los agentes no hayan reportado oportunamente i) la información al SUI o ii) el valor de las inversiones en empresas en la actividad de comercialización de energía eléctrica en Colombia, no podrán i) solicitar el registro de contratos o fronteras comerciales o ii) registrar contratos o fronteras comerciales, y el valor de la variable corresponderá al último valor calculado. Los valores de la variable se actualizarán a la fecha de cálculo utilizando el cambio porcentual del Índice de Precios al Consumidor. Paso 1.2. Hasta junio de 2017:
Donde: Pat:
Ref: a: n:
Patrimonio transaccional. Patrimonio transaccional para calcular las variables CROM1a,m,t y CROM2a,m,t. 31 de diciembre de 2012. Comercializador y/o generador inscrito en el MEM. Mes anterior al mes en que el ASIC calcula la variable CROM1a,m,t.
A partir de julio de 2017: Siempre 2. Cálculo de la capacidad de respaldo de operaciones en el mercado para venta CROM1a,m,t Se calculará la capacidad de respaldo de operaciones en el mercado CROM1 a,m,t, para cada uno de los meses en donde haya agentes con contratos y para un horizonte de cinco (5) años a todos y cada uno de los agentes, con los siguientes pasos iniciando con el mes m = n + 1: Paso 2.1. Se calculan las siguientes ecuaciones para todos y cada uno de los agentes y para el mes m:
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Donde: CRO1a,m,t Capacidad de respaldo para operaciones en el mercado del agente a en el mes m del año t, expresado en kWh, en la condición de valor en riesgo VR1a,m,t Pata,n
Patrimonio Transaccional del agente ha calculado para el mes n, expresado en pesos.
VR1a,m,t
Valor en Riesgo del agente a para el mes m del año t, en pesos, en la condición QE1a,m,t
m
Mes.
n
Mes anterior al mes en que el ASIC calcula la variable CROM1a,m,t
t
Año.
p
Número de CVa,m,t,i
r
número de CCNa,m,t,i
f
Número de fronteras del agente a.
PESCn
Precio de escasez para el mes n, expresado en pesos por kWh.
PCn
Precio promedio de los contratos despachados en el mercado mayorista durante el mes n, expresado en pesos por kWh.
CVa,m,t,i
Cantidad de energía vendida en el contrato de venta i, en kWh, del agente a en el mes m del año t.
DNdaa,i,m,t Demanda del usuario no regulado, en kWh, atendido por el agente a en el mes m del año t por la vigencia de los contratos asociados a la frontera i, calculada como el máximo mensual de los tres meses anteriores al mes de cálculo de la variable CROM1a,m,t Cuando la frontera i no tenga contratos registrados se tomará el valor de la demanda así calculado igual para todos los meses del horizonte de cinco (5) años. Para usuarios nuevos, en el primer mes de cálculo se tomarán las demandas de los contratos
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asociados a la frontera i. CNBa,i,m,t Demanda del usuario no regulado, expresada en kWh, atendido a precio de bolsa por el agente a en el mes m del año t, por la vigencia de los contratos asociados a la frontera i, calculada como el máximo mensual de los tres meses anteriores al mes de cálculo de la variable CROM1a,m,t Cuando la frontera i no tenga contratos registrados se tomará el valor de la demanda así calculado igual para todos los meses del horizonte de cinco (5) años. Para usuarios nuevos, en el primer mes de cálculo se tomarán las demandas de los contratos asociados a la frontera i. CCNa,m,t,i
Cantidad de energía en el contrato de compra i con destino directo a la demanda diferente a la regulada, expresada en kWh, del agente a en el mes m del año t.
Ga,n
Generación ideal de las plantas del agente a, y las que representa en el mercado, en el mes n.
ENFICCa,m,t Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad de las plantas del agente a y las que representa en el mercado, en el mes m en el año t. En el caso de los proyectos que no corresponden a plantas y/o unidades no despachadas centralmente y que inician operación en una fecha futura la Enficc será igual a las obligaciones de energía firme asignadas a través de uno de los procesos de subasta de que trata la Parte 3.16. En el caso de los proyectos que corresponden a plantas y/o unidades no despachadas centralmente y que inician operación en una fecha futura la Enficc será igual a la declarada y verificada por el ASIC. Paso 2.2. Si en el mes m del año t para el agente a, en el cálculo de la variable aparece un valor negativo se retira el agente con CRO1a,m,t negativo y se retiran todos sus contratos y fronteras comerciales de compra y venta en ese mes m. Paso 2.3. Se repite el proceso desde el Paso 2.1., hasta que en el Paso 2.2., no se retiren agentes. Paso 2.4. Se calcula el CROM1a,m,t como el último valor de CRO1a,m,t obtenido para todos y cada uno de los agentes. Paso 2.5.
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Se repite el proceso desde el Paso 2.1., para el mes siguiente al considerado en el paso 2.4., y hasta el mes en que haya contratos y/o fronteras registradas sin superar el último mes del horizonte de cinco (5) años. 3. Cálculo de la capacidad de respaldo de operaciones en el mercado para compra CROM2a,m,t Se calculará la capacidad de respaldo de operaciones en el mercado CROM2 a,m,t, para cada uno de los meses en donde haya agentes con contratos y para un horizonte de cinco (5) años a todos y cada uno de los agentes, con los siguientes pasos iniciando con el mes m = n + 1: Paso 3.1. Se calculan las siguientes ecuaciones para todos y cada uno de los agentes y para el mes m:
Donde: CRO2a,m,t VR2a,m,t CCa,m,t,i DRdaa,i,m,t Pminn q n
Capacidad de respaldo para operaciones en el mercado del agente a, en el mes m del año t, expresado en kWh, en la condición de valor en riesgo VR2a,m,t. Valor en Riesgo del agente a para el mes m del año t, en pesos, en la condición QE2a,m,t. Cantidad de energía en el contrato de compra i, expresada en kWh, del agente a, en el mes m del año t. Demanda de usuarios regulados, en kWh, atendidos por el agente a en el mes m del año t, calculada para el horizonte de cinco (5) años, como el máximo mensual de los tres meses anteriores al mes de cálculo de la variable CRO2a,m,t. CERE del mes n más FAZNI del mes n o el último disponible. Número de CCa,m,t,i. Mes anterior al mes en que el ASIC calcula la variable CROM1a,m,t.
Paso 3.2. Si en el mes m del año t para el agente a en el cálculo de la variable CRO2 a,m,t aparece un valor negativo se retira el agente con CRO2a,m,t negativo y se retiran todos sus contratos y fronteras comerciales de compra y venta en ese mes m. Paso 3.3. Se repite el proceso desde el Paso 3.1., hasta que en el Paso 3.2., no se retiren agentes.
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Paso 3.4. Se calcula el CROM2a,m,t como el último valor de CRO2a,m,t obtenido para todos y cada uno de los agentes. Paso 3.5. Se repite el proceso desde el Paso 3.1., para el mes siguiente al considerado en el Paso 3.4., y hasta el mes en que hayan contratos y/o fronteras registradas sin superar el último mes del horizonte de cinco (5) años. PARÁGRAFO 1o. Para efectos de la determinación de los usuarios no regulados que son atendidos a precio de bolsa, el comercializador tendrá que reportar esta información en los plazos, la forma y la frecuencia que el ASIC establezca. Dicho reporte deberá hacer constar que el comercializador atiende al usuario no regulado a precio de bolsa, sin ningún otro tipo de condiciones que afecten el precio de venta de la energía, tales como límites máximos y otros cargos variables en función del precio de bolsa. Adicionalmente, el comercializador deberá incluir una constancia de lo anterior suscrita por el usuario no regulado, en las condiciones que el ASIC establezca. En el caso en el cual el comercializador no entregue el reporte que se indica en este parágrafo, se considerará que el usuario no regulado es atendido a precios diferentes de bolsa. PARÁGRAFO 2o. Los contratos de futuros de compra o de venta cuyo subyacente sea energía eléctrica que se compensen y liquiden a través de una cámara de riesgo central de contraparte, vigilada y controlada por la Superintendencia Financiera, podrán ser tenidos en cuenta para el cálculo de las variables CVa,m,t,i, CCa,m,t,i y CCNa,m,t,i. para lo anterior, los agentes comercializadores y/o generadores inscritos en el MEM, bajo su propia responsabilidad, solicitarán y autorizarán al ASIC para que obtenga de la respectiva cámara de riesgo central de contraparte la certificación de la posición neta compradora o vendedora de las operaciones de contratos de futuros cuyo subyacente sea energía eléctrica. Para los anteriores efectos el ASIC deberá implementar los mecanismos electrónicos con las interfaces para el manejo de dicha información. Estos mecanismos tendrán que garantizar condiciones de acceso para todas las cámaras de riesgo central de contraparte, vigiladas y controladas por la Superintendencia Financiera. PARÁGRAFO 3o. En el caso de contratos de largo plazo cuya cantidad vendida sea variable, los agentes declararán al ASIC, conforme a los procedimientos que el ASIC determine, la máxima cantidad mensual que podrá ser vendida en el contrato. Los agentes con declaraciones tardías, según los procedimientos que el ASIC determine, no podrán i) solicitar el registro de contratos o fronteras comerciales o ii) registrar contratos o fronteras comerciales, y el valor de la máxima cantidad mensual que podrá ser vendida corresponderá al último valor calculado. (Fuente: R CREG 156/12, Art. 1) (Fuente: R CREG 145/15, Art. 1) (Fuente: R CREG 134/13, Art. 1)
ARTÍCULO 3.1.3.2. ENTREGA DE INFORMACIÓN. Los nuevos agentes del mercado
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mayorista de energía eléctrica podrán remitir directamente al ASIC la información requerida para efectos del cálculo del patrimonio transaccional, siempre que se cumpla cualquiera de las siguientes condiciones: a) Se encuentre en el proceso de inscripción en el Registro Único de Prestadores de Servicios Públicos (RUPS) y no ha sido activado como prestador de servicios públicos en estado operativo en el SUI, de acuerdo con certificación que expida la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios; b) Se encuentren constituidas las garantías correspondientes a las obligaciones del cargo por confiabilidad y no ha sido activado como prestador de servicios públicos en estado operativo en el SUI, de acuerdo con certificación que expida la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. PARÁGRAFO 1o. La información remitida al ASIC corresponderá a aquella descrita en el artículo 1o de la Resolución CREG 134 de 2013 , o de la resolución que la modifique o sustituya. La información, debidamente certificada por revisor fiscal o, para aquellos casos en que los agentes no están obligados a tener revisor fiscal, certificada por su contador y representante legal, corresponderá a los estados financieros de inicio o de los últimos estados financieros aprobados mediante asamblea, aquellos que sean más recientes de acuerdo con los plazos y fechas de reporte de información al SUI. PARÁGRAFO 2o. El envío y actualización de la información financiera al ASIC deberá efectuarse en los mismos términos y plazos establecidos por la SSPD para el reporte de este tipo de información al SUI. Cualquier incumplimiento en esta obligación tendrá las consecuencias que para estos efectos se contemplan en las disposiciones del Título 3.1.3, modificada mediante Resolución CREG 134 de 2013, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. PARÁGRAFO 3o. Una vez el agente se encuentre inscrito y habilitado para hacer la transmisión de información financiera a través del SUI no podrá seguir remitiendo la información financiera directamente al ASIC. El agente deberá informar al ASIC de dicha situación. PARÁGRAFO 4o. La aplicación de la presente resolución no condiciona o modifica la obligación de los agentes de continuar con el trámite para la aprobación del RUPS, en la forma establecida por la SSPD, ni de las obligaciones de reporte de información que le defina la regulación. (Fuente: R CREG 098/15, Art. 1)
PARÁGRAFO. Aquellos agentes que después del 31 de diciembre de 2014 hayan hecho capitalizaciones en sus empresas podrán solicitar al ASIC que el valor del patrimonio transaccional sea ajustado. El ASIC deberá hacer el ajuste únicamente con la última información declarada en el SUI, de la siguiente manera: Sustituyendo el valor reportado para Capital suscrito y pagado, Capital fiscal, Prima en colocación de acciones y Dividendos y participaciones decretados que figuren en el patrimonio, por la suma de los conceptos Capital emitido o Capital fiscal, según corresponda, y Prima de emisión. Este valor se actualizará a la fecha de cálculo utilizando el cambio porcentual del Índice de
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Precios al Consumidor (IPC), considerando el corte del reporte de información financiera utilizado para hacer el ajuste. (Fuente: R CREG 098/15, Art. 2) (Fuente: R CREG 146/17, Art. 1)
ARTÍCULO 3.1.3.4. APLICACIÓN. Las disposiciones de la presente resolución serán aplicables a partir de la siguiente fecha que tenga programada el ASIC para el cálculo de las capacidades de respaldo de operaciones en el mercado mayorista de energía eléctrica. (Fuente: R CREG 146/17, Art. 2)
ARTÍCULO 3.1.3.5. VALOR DEL PATRIMONIO TRANSACCIONAL. Fíjase como vigencia máxima para considerar el valor del patrimonio transaccional calculado a 31 de diciembre de 2014, de que trata la Resolución CREG 098 de 2015, artículo 2o, el día hábil siguiente a aquel en que se publique en el Diario Oficial Título 3.1.3” publicada como anexo de la Resolución CREG 011 de 2016 . (Fuente: R CREG 012/16, Art. 1)
ARTÍCULO 3.1.3.6. REGISTRO DE CONTRATOS Y FRONTERAS COMERCIALES. El agente solamente podrá i) solicitar el registro de varios contratos o fronteras comerciales o ii) registrar varios contratos o fronteras comerciales, en las siguientes situaciones: i. En todo caso, para la atención directa de demanda regulada. ii. Cuando CROM1a,m,t > 0 todos los contratos y/o fronteras siempre que QER1 a,m,t = CROM1a,m,t, m,t. iii. Si CROM1a,m,t = 0 todos los contratos y/o fronteras siempre que QER1a,m,t < 0,
m,t.
iv. Si CROM2a,m,t > 0 todos los contratos y/o fronteras siempre que QER2a,m,t = CROM2a,m,t, m,t. v. Si CROM2a,m,t = 0 todos los contratos y/o fronteras siempre que QER2a,m,t < 0,
m,t.
Donde: QER1a,m,t: QER2a,m,t:
QE1a,m.t calculado considerando únicamente los contratos y/o fronteras que se solicitan o han solicitado y/o registran o han registrado para el mes . QE2a,m.t calculado considerando únicamente los contratos y/o fronteras que se solicitan o han solicitado y/o registran o han registrado para el mes .
PARÁGRAFO 1o. La energía vendida en la frontera se calculará como el máximo mensual de los tres meses anteriores a la fecha de solicitud o registro. Cuando el usuario sea nuevo se tomará la demanda del contrato asociado a la frontera respectiva y será 0 (cero) cuando el precio pactado en el contrato sea igual al precio de bolsa o sea una frontera de usuario regulado. PARÁGRAFO 2o. El ASIC solamente aceptará las i) solicitudes de registro de contratos o fronteras comerciales o ii) registros de contratos o fronteras comerciales que cumplan con las
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condiciones señaladas en este artículo. (Fuente: R CREG 156/12, Art. 2) (Fuente: R CREG 134/13, Art. 2)
ARTÍCULO 3.1.3.7. DIVULGACIÓN DE LA CAPACIDAD DE RESPALDO PARA OPERACIONES EN EL MERCADO. El ASIC, para cada uno de los meses en donde haya agentes inscritos en el MEM con contratos y para un horizonte de cinco (5) años, hará público en su sitio de internet las variables CROM1a,m,t y CROM2a,m,t. (Fuente: R CREG 156/12, Art. 3)
ARTÍCULO 3.1.3.8. APLICACIÓN. El ASIC deberá implementar las herramientas y procesos que permitan el cálculo de las variables CROM1a,m,t y CROM2a,m,t a más tardar en diciembre de 2013. Las disposiciones del artículo 2o se aplicarán a partir de la fecha antes mencionada para el registro de todos los contratos con excepción de aquellos cuyo período de ejecución finalice antes del 1o de junio de 2014. Así mismo, aplicarán a partir de la fecha antes mencionada para el registro de todas las fronteras comerciales con excepción de aquellas con contratos asociados cuyo período de ejecución finalice antes del 1o de junio de 2014. PARÁGRAFO 1o. Las disposiciones de que trata esta Resolución no aplican para todas las solicitudes de registro y/o registro de contratos y/o fronteras que se hayan aceptado en el ASIC antes del 16 de abril de 2013, fecha en la que se publicó en el Diario Oficial el Título 3.1.3. PARÁGRAFO 2o. El ASIC deberá auditar con una firma auditora las herramientas y los procesos que permitan el cálculo de las variables CROM1a,m,t y CROM2a,m,t. Los resultados de dicha auditoría deberá hacerlos públicos en su sitio de internet. (Fuente: R CREG 156/12, Art. 4) (Fuente: R CREG 134/13, Art. 3)
ARTÍCULO 3.1.3.9. DISPOSICIONES PARA EL CÁLCULO DE LOS VALORES CROM1 a,m,t Y CROM2a,m,t. Los cálculos y publicación de los valores CROM1a,m,t y CROM2a,m,t se harán en cada mes utilizando los procedimientos, medios y fechas que para tales efectos determine el ASIC. (Fuente: R CREG 134/13, Art. 5)
PARTE 2 POR LA CUAL SE REGLAMENTAN LOS ASPECTOS COMERCIALES DEL MERCADO MAYORISTA DE ENERGÍA EN EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL, QUE HACEN PARTE DEL REGLAMENTO DE OPERACIÓN
TÍTULO 1 DISPOSICIONES GENERALES (descripción no original) ARTÍCULO 3.2.1.1. OBJETIVO. Esta resolución tiene el propósito de:
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a) Establecer un conjunto de reglas que regulen el funcionamiento del mercado mayorista en los aspectos relacionados con las transacciones comerciales realizadas entre los agentes que participan en ese mercado: contratos de energía a largo plazo, contratos de energía en la bolsa, prestación de servicios asociados de generación y tratamiento de las restricciones en las redes de transmisión y distribución. b) Proveer a los agentes participantes del mercado mayorista de un conjunto de reglas que faciliten la formación de actos y contratos que tengan por objeto la enajenación y adquisición de energía eléctrica en la bolsa de energía, y su cumplimiento con la ayuda del Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales. c) Fijar las reglas que permitan determinar, liquidar, y pagar las obligaciones pecuniarias que resulten entre los agentes participantes del mercado mayorista, por los actos o contratos sobre energía que se efectúen en la bolsa de energía. d) Facilitar la competencia entre todos los agentes participantes del mercado mayorista (Fuente: R CREG 024/95, Art. 2)
ARTÍCULO 3.2.1.2. CONTENIDO. Esta resolución contiene las reglas y procedimientos para el manejo de información, liquidación de cuentas en la bolsa de energía, pago de servicios asociados de generación, pago por restricciones de transmisión y distribución, cobro y recaudo de facturas por transacciones realizadas en el mercado mayorista que forman parte del Sistema de Intercambios Comerciales. Igualmente, define las obligaciones y derechos de los agentes que participan en dicho mercado. PARAGRAFO. Los procedimientos minuciosos utilizados por el Administrador del SIC, y los programas de computador correspondientes estarán a disposición de los agentes del mercado mayorista en las oficinas del Administrador del SIC, debidamente certificados por la auditoría a esta entidad. (Fuente: R CREG 024/95, Art. 3)
ARTÍCULO 3.2.1.3. ELEMENTOS DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL. Para efectos del funcionamiento del mercado mayorista, el Sistema Interconectado Nacional se considera dividido en Centros de Generación, Sistema de Transmisión Nacional, Sistemas de Transmisión Regional y Sistemas de Distribución Local. Igualmente, existe un sistema para coordinación y control de la operación del sistema conformado por el Centro Nacional de Despacho (CND) y los Centros Regionales de Despacho (CRDs). (Fuente: R CREG 024/95, Art. 4)
ARTÍCULO 3.2.1.4. AGENTES DEL MERCADO MAYORISTA. Son agentes del mercado mayorista: los generadores, los comercializadores y los transportadores. Los transportadores son agentes del mercado mayorista que no realizan compraventa de energía, sino que participan en los procesos de reconciliación por las restricciones del Sistema de Transmisión Nacional, del Sistema de Transmisión Regional y del Sistema de Distribución Local, y para la evaluación de pérdidas en el Sistema de Transmisión Nacional. El representante de los transportadores en el mercado mayorista es Interconexión Eléctrica S.A. "E.S.P.", con los deberes y derechos que acuerden las partes, mediante convenio especial que se debe efectuar
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para esta delegación. Las interconexiones internacionales son representadas por uno o más agentes en el mercado mayorista debidamente registrados ante el Administrador del SIC. (Fuente: R CREG 024/95, Art. 5)
ARTÍCULO 3.2.1.5. CUMPLIMIENTO DE CONDICIONES MINIMAS. Los agentes que participan en el mercado mayorista deben cumplir las siguientes condiciones mínimas: a) Las definidas en las resoluciones CREG 054, 055 y 056 de 1994, y las que las modifiquen. b) Registrarse como agente del mercado mayorista ante el Administrador del SIC. c) Suministrar la información de generación y demanda con la periodicidad que se indique en la presente resolución y en la forma que lo define el Código de Redes. d) Presentar las garantías financieras definidas en la presente resolución o realizar los pagos anticipados, en caso de ser necesario. e) Los generadores deben operar las plantas de generación sometidas al despacho central según las reglas de despacho definidas en el Código de Redes. f) Suministrar la información establecida en esta resolución en los tiempos y en la forma requeridos para el funcionamiento adecuado del Sistema de Intercambios Comerciales (SIC), g) Los comercializadores y generadores se obligan a participar en la Bolsa de Energía. h) Someterse a la liquidación que haga el Administrador del SIC de todos los actos y contratos de energía en la bolsa, para que pueda determinarse, en cada momento apropiado, el monto de sus obligaciones y derechos frente al conjunto de quienes participan en el sistema, y cada uno de ellos en particular. i) Incluir dentro de su presupuesto las apropiaciones mínimas que se requieren para efectuar oportunamente los pagos de sus obligaciones con la Bolsa de Energía. j) Someterse a los sistemas de pago y compensación que aplique el Administrador del SIC, según lo previsto en esta resolución, para hacer efectivas las liquidaciones aludidas. k) Todos los actos y contratos que hayan de cumplirse por medio del Administrador del SIC, serán a título oneroso. (Fuente: R CREG 024/95, Art. 6)
ARTÍCULO 3.2.1.6. OPERACIONES EN EL MERCADO MAYORISTA. En el mercado mayorista se realizan las siguientes operaciones: a) Contratos de Energía a largo plazo: son aquellos en que generadores y comercializadores pactan libremente las condiciones, cantidades, y precios para la compra y venta de energía eléctrica a largo plazo. b) Contratos de Energía en la Bolsa: Son aquellos que se celebran a través del Administrador del SIC, para la enajenación hora a hora de energía, y cuyos precios, cantidades, garantías,
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liquidación y recaudo se determinan por la presente resolución y por el acuerdo de las partes en las reglas del SIC. c) Prestación de servicios asociados de generación de energía a la empresa de transmisión nacional para asegurar el cumplimiento de las normas sobre calidad, confiabilidad y seguridad del servicio de electricidad. (Fuente: R CREG 024/95, Art. 7)
ARTÍCULO 3.2.1.7. SERVICIOS EN EL MERCADO MAYORISTA. El Administrador del SIC solo prestará sus servicios a los agentes participantes del mercado mayorista para formar y cumplir los actos y contratos que tengan por objeto la adquisición o enajenación de energía eléctrica y los servicios asociados de generación, cuando estas se comprometan por escrito, a que: a) Sus relaciones con el Administrador del SIC se regirán por lo aquí dispuesto; b) Las relaciones entre los participantes del mercado mayorista, para la formación y cumplimiento de todos los actos y contratos que celebren para la adquisición y enajenación a titulo oneroso, de energía eléctrica y los servicios asociados de generación de energía, que impliquen transacciones en la bolsa de energía, se regirán por lo aquí dispuesto. PARAGRAFO. Las empresas que deseen participar del mercado mayorista, se dirigirán al Administrador del SIC, informándole por escrito que conocen y aceptan los términos de la presente resolución. (Fuente: R CREG 024/95, Art. 8)
ARTÍCULO 3.2.1.8. FRONTERAS COMERCIALES. Son fronteras comerciales en el mercado mayorista el punto de conexión de generadores y comercializadores a las redes del Sistema de Transmisión Nacional, a los Sistemas de Transmisión Regional o a los Sistemas de Distribución local. Esta frontera solo define el punto de medición pero no la responsabilidad por las pérdidas en los sistemas de transmisión y distribución. Por lo tanto, cada agente participante del mercado mayorista puede tener uno o más puntos de frontera comercial. (Fuente: R CREG 024/95, Art. 9)
ARTÍCULO 3.2.1.9. SISTEMAS DE MEDICION Y COMUNICACIONES. Cada agente debe contar con los siguientes sistemas de medición y comunicación para envío de información al Administrador del SIC para el proceso de evaluación de las transacciones en el mercado: a) Un sistema de medición comercial, destinado a la medición, registro y transmisión de la información necesaria para la liquidación de las transacciones comerciales en el mercado mayorista. b) Un sistema de comunicaciones que soporta al sistema de medición comercial, conteniendo enlaces de voz, datos y facsímil. PARAGRAFO. Estos sistemas deben cumplir con las condiciones técnicas especificadas y con los métodos alternativos de respaldo definidos en el Código de Redes.
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(Fuente: R CREG 024/95, Art. 10)
ARTÍCULO 3.2.1.10. El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales deberá notificar a cada una de las empresas que desarrollen la actividad de Transmisión en el Sistema Interconectado Nacional, su obligación de registrarse como agente del Mercado Mayorista, de acuerdo con los procedimientos establecidos en la Parte 3.2. (Fuente: R CREG 099/96, Art. 8)
ARTÍCULO 3.2.1.11. REGISTRO DE LOS AGENTES DEL MERCADO MAYORISTA. Para el registro de un agente en el mercado mayorista se requiere por parte del agente: a) Llenar el formulario de registro b) Informar por escrito al Administrador del SIC que conoce y acepta los términos de la presente resolución. c) Presentar el certificado de existencia y representación legal expedido por la Cámara de Comercio, o el documento que prevean sus estatutos en las empresas oficiales d) Firmar el contrato de mandato con el Administrador del SIC para efectuar las transacciones comerciales que se efectúan en la Bolsa de Energía y para los servicios complementarios de energía. e) Cubrir el pago de las obligaciones que resulten por las transacciones en el Mercado de Energía Mayorista, con el otorgamiento de garantías que cumplan los criterios establecidos en el Anexo C de esta resolución, o con el prepago o pago anticipado, o la cesión de créditos, de que trata la regulación de la CREG, todo con sujeción al Reglamento de Mecanismos de Cubrimiento para las Transacciones en el Mercado de Energía Mayorista. f) Informar la ubicación de sus fronteras comerciales y las características técnicas de sus equipos de medición y comunicaciones. Durante el período de transición definido para tener los equipos de telemedición, debe suministrar la periodicidad de toma de medidas en cada frontera y la periodicidad de envío de la información. g) Presentar los certificados de calibración de los equipos de medición comercial, expedidos por una entidad autorizada, de acuerdo con lo definido en el Código de Redes. h) Cumplir con las condiciones establecidas por la CREG para realizar las actividades de comercialización o generación, según sea el caso. PARAGRAFO 1o. Para efectos del cumplimiento de la resolución CREG-016 de 1995 , los participantes iniciales del mercado mayorista deberán entregar las garantías requeridas en esta resolución para respaldar las transacciones en la Bolsa de Energía, a mas tardar el 31 de agosto de 1995. PARAGRAFO 2o. Todos los agentes deben actualizar su registro cada vez que tengan modificaciones a la información reportada en el registro. (Fuente: R CREG 024/95, Art. 11)
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ARTÍCULO 3.2.1.12. RETIRO DEL MERCADO MAYORISTA DE ENERGÍA DE AGENTES QUE NO TENGAN OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME ASIGNADAS. Son causales para el retiro del mercado mayorista de los agentes que no tengan Obligaciones de Energía Firme asignada, las siguientes: 1. Por retiro voluntario del agente, previo cumplimiento de todas sus obligaciones con el mercado mayorista. 2. Por dejar de cumplir sus requisitos como agente del mercado mayorista, definidos en el artículo 3.2.1.5 de la presente resolución. 3. Por haber entrado en proceso de liquidación. 4. Por sanción impuesta por la Superintendencia, ante las causas graves que determine la CREG. 5. Por incumplimiento. El Administrador del SIC o cualquiera de las empresas víctimas del incumplimiento de un acto o contrato de energía en la bolsa, puede pedir a la CREG que solicite a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios la intervención de la empresa incumplida. PARÁGRAFO 1o. Si una de las empresas contratantes se encuentra en situación de disolución, deberá, en todo caso, cumplir los contratos a su cargo que sean indispensables para no interrumpir la prestación de los servicios que regulan las Leyes 142 y 143 de 1994 y que estén a su cargo. Al presentarse la causal de disolución, la empresa participante en el mercado mayorista dará aviso a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, a la Nación a través del Ministerio de Minas y Energía, a la CREG y al Administrador del SIC. PARÁGRAFO 2o. Si una de las empresas participantes del mercado mayorista entra en proceso de liquidación, la autoridad competente puede negociar la cesión de sus contratos a otras empresas para que sustituyan a la primera en el cumplimiento de sus obligaciones o en el ejercicio de sus derechos; de lo cual dará aviso al Administrador del SIC para que este registre la cesión de los contratos. En todos los contratos entre los agentes del mercado mayorista que hayan de cumplirse por medio del Administrador del SIC se entiende que cada parte acepta las cesiones de sus derechos que pueda hacer la otra en favor de la Nación. PARÁGRAFO 3o. Cuando, por cualquier causa, una empresa decida que no seguirá participando del mercado mayorista para formar y cumplir actos y contratos con este, dará aviso al Administrador del SIC con cuatro meses de anticipación, por lo menos; y mientras ese período transcurre la empresa seguirá estando sujeta a las normas de la presente resolución, y el Administrador del SIC podrá hacer, por sí mismo, las liquidaciones, y afectar las cuentas o hacer exigibles las garantías que considere del caso. (Fuente: R CREG 024/95, Art. 12)
ARTÍCULO 3.2.1.13. INFORMACIÓN A SUMINISTRAR. La información requerida de los agentes y la distribución de información a aquellos se especifica en el Anexo A de la presenta
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resolución. (Fuente: R CREG 024/95, Art. 13)
ARTÍCULO 3.2.1.14. REGISTRO DE CONTRATOS DE ENERGÍA. Todos los contratos de energía a largo plazo que se celebren entre comercializadores y generadores y se liquiden en la bolsa de energía se registrarán ante el Administrador del SIC. Las partes contratantes deberán estar registrados ante el Administrador del SIC y otorgar las garantías definidas en esta resolución. El procedimiento para registrar contratos se establece en el Anexo D de la presente resolución. PARAGRAFO. Copia de estos contratos se remitirán, simultáneamente al registro, a la Comisión para efectos de su ejercicio regulatorio. (Fuente: R CREG 024/95, Art. 14)
ARTÍCULO 3.2.1.15. CONTENIDO DE LOS CONTRATOS. La forma, contenido y condiciones establecidas en los contratos de energía podrán pactarse libremente entre las partes. Sin embargo, para que estos contratos puedan liquidarse en la bolsa de energía deben contener: la identidad de las partes contratantes; reglas o procedimientos claros para determinar hora a hora, durante la duración del contrato, las cantidades de energía a asignar bajo el contrato y el respectivo precio, en forma consistente con los procedimientos de liquidación establecidos en esta resolución. (Fuente: R CREG 024/95, Art. 15)
ARTÍCULO 3.2.1.16. CUMPLIMIENTO DE OBLIGACIONES EN LOS CONTRATOS. Para efectos de la liquidación de transacciones realizadas por los agentes en la bolsa de energía los contratos de energía serán asignados por el Administrador del SIC de acuerdo con los procedimientos establecidos en esta resolución. El Administrador del SIC no responde por el cumplimiento de las obligaciones que las partes de los contratos de energía asumen recíprocamente. Las obligaciones del Administrador del SIC no se enmarcan como comercializador, ni dentro del proceso de compraventa de energía, sino que son de apoyo para este proceso, para lo cual actúa en la ejecución de los contratos por el mandato dado por las empresas participantes en el mercado mayorista, por cuenta y riesgo de éstos. (Fuente: R CREG 024/95, Art. 16)
ARTÍCULO 3.2.1.17. CESION DE CONTRATOS. La cesión de los contratos de energía a largo plazo a otro comercializador o generador se debe reportar con una anticipación mínima de dos (2) días calendario a la fecha de aplicación de la cesión. (Fuente: R CREG 024/95, Art. 17)
ARTÍCULO 3.2.1.18. TERMINACION DE CONTRATOS. En caso de terminación de un contrato, es obligación de las partes involucradas informar con una anticipación mínima de siete (7) días calendario a la fecha de finalización del contrato, para que el Administrador del SIC deje de considerarlo en la comercialización en el mercado mayorista a partir de la fecha de terminación. El Administrador del SIC informará a los agentes del mercado mayorista involucrados el registro de la terminación del contrato. En el caso que uno de los agentes
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involucrados en la terminación de contratos, no esté cumpliendo con las obligaciones como agente del mercado mayorista se informará a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para lo de su competencia. Cuando en el contrato se haya pactado la terminación unilateral, bastará con que una de las partes informe al ASIC que se ha producido la terminación del contrato. Esta parte será responsable de los daños y perjuicios que se ocasionen si la terminación informada no se sustenta en las causales de terminación previstas en el contrato. (Fuente: R CREG 024/95, Art. 18) (Fuente: R CREG 038/10, Art. 3)
ARTÍCULO 3.2.1.19. PARTICIPANTES EN LA BOLSA DE ENERGÍA. Las empresas que desarrollan actividades de comercialización y generación tienen la obligación de participar en la Bolsa de Energía, según las disposiciones de la CREG. (Fuente: R CREG 024/95, Art. 19)
ARTÍCULO 3.2.1.20. OBJETIVOS DE LA BOLSA DE ENERGIA. La bolsa de energía tiene los siguientes objetivos principales: a) establecer y operar un sistema de transacciones de energía en bloque que dé incentivos a generadores y comercializadores para asegurar que se produzcan y consuman cantidades óptimas de electricidad en la forma mas eficiente posible. b) proveer un conjunto de reglas que determinen las obligaciones y acreencias financieras de los agentes participantes en la bolsa, por concepto de transacciones de energía y del suministro de servicios complementarios de energía. c) facilitar el establecimiento de un mercado competitivo de electricidad. (Fuente: R CREG 024/95, Art. 20)
ARTÍCULO 3.2.1.21. FUNCIONAMIENTO DE LA BOLSA DE ENERGIA. Las transacciones comerciales en la bolsa de energía se evaluarán y administrarán de acuerdo a los procesos y procedimientos establecidos en el Anexo A de la presente resolución. (Fuente: R CREG 024/95, Art. 21)
ARTÍCULO 3.2.1.22. FACTURACIÓN, COBRANZAS Y LIQUIDACIÓN EN LA BOLSA DE ENERGÍA. La liquidación, facturación y cobranza de las transacciones comerciales en la bolsa de energía se efectuará de acuerdo a las reglas y procedimientos establecidos en el Anexo B de la presente resolución. (Fuente: R CREG 024/95, Art. 23)
ARTÍCULO 3.2.1.23. SERVICIOS COMPLEMENTARIOS DE ENERGÍA. Los servicios complementarios de energía comprenden la capacidad de generación de respaldo, el cargo de potencia en la bolsa y los servicios asociados de generación. Los dos primeros se liquidarán y facturarán en forma transitoria de acuerdo a lo dispuesto en la resolución CREG-053 de 1994 y las normas complementarias sobre oferta de capacidad de generación de respaldo
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establecidas en el Anexo E de la presente resolución. Los servicios asociados de generación se liquidarán y facturarán de acuerdo con los procedimientos y metodologías que se establecerán en resolución aparte de la CREG. (Fuente: R CREG 024/95, Art. 24)
ARTÍCULO 3.2.1.24. FUERZA MAYOR O CASO FORTUITO. Se consideran eventos de fuerza mayor aquellos causados por fenómenos naturales o eventos que atenten contra la infraestructura de comunicaciones dispuesta para el reporte de las mediciones y que afecten el suministro de información para la liquidación de las transacciones en la Bolsa de Energía. Ante la ocurrencia de estos eventos que causen incapacidad para la realización de las actividades del Administrador del SIC, se modifican los plazos para reporte de información del Administrador del SIC a los agentes del mercado mayorista. (Fuente: R CREG 024/95, Art. 25)
ARTÍCULO 3.2.1.25. REVISION DE LOS ASPECTOS COMERCIALES. Las revisiones y cambios a las reglas y procedimientos establecidos en la presente resolución para reglamentar los aspectos comerciales del mercado mayorista deberán ser aprobados por la Comisión. Los procedimientos minuciosos que mantiene el Administrador del SIC a disposición de los agentes del mercado mayorista podrán ser modificados, previa aprobación de la Comisión, y serán certificados por la auditoría al Administrador del SIC. PARAGRAFO. El Consejo Nacional de Operación, el Subcomité de Revisión y Vigilancia del SIC, los agentes del mercado mayorista y el Administrador del SIC podrán presentar a la Comisión solicitudes de revisión. La Comisión realizará el estudio de las solicitudes y expedirá las modificaciones a que hubiere lugar. (Fuente: R CREG 024/95, Art. 26)
ARTÍCULO 3.2.1.26. COMITE ASESOR DE COMERCIALIZACION. Créase el Comité Asesor de Comercialización para asistir a la Comisión en el seguimiento y la revisión de los aspectos comerciales del Mercado de Energía Mayorista. El Comité estará compuesto por los siguientes grupos de agentes: i) Cuatro (4) representantes de las empresas que desarrollan conjuntamente las actividades de generación y comercialización; ii) Cuatro (4) representantes de las empresas que desarrollan conjuntamente las actividades de distribución y comercialización; iii) Cuatro (4) representantes de las empresas que desarrollan exclusivamente la actividad de comercialización. Adicionalmente participará (1) representante del Administrador del SIC o quien haga sus veces, con voz pero sin voto. La elección de los miembros del CAC se realizará cada año, para un período de doce (12) meses. Los representantes de cada grupo de agentes definido anteriormente, se seleccionarán
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de la siguiente forma: a) Un (1) delegado de la empresa con mayor demanda anual abastecida como comercializador (Medida en GWh a 31 de diciembre del año inmediatamente anterior). Dicho representante tendrá derecho propio para participar en el Comité. No podrán participar en este grupo aquellos delegados de empresas que tengan representantes en el Consejo Nacional de Operación; b) Tres (3) representantes que serán elegidos por los miembros que conforman cada grupo de agentes. Para ello se ordenarán las empresas de mayor a menor demanda, después de extraer la demanda del agente elegido según el literal a), y se agruparán en tres subgrupos, en iguales proporciones a la demanda, cada uno de los cuales elegirá por mayoría de votos a un representante al Comité. No podrán participar en este grupo aquellos delegados de empresas que tengan representantes en el Consejo Nacional de Operación; c) El miembro con derecho propio del que trata el literal a) no se tendrá en cuenta para la conformación de los subgrupos, ni en la elección de los representantes. Para la conformación de los subgrupos, los comercializadores que no atiendan demanda final serán considerados en el rango menor de demanda. PARÁGRAFO 1o. Para establecer la composición del Comité Asesor de Comercialización deberán considerarse los siguientes criterios: a) Una empresa integrada verticalmente en dos actividades o más, no podrá tener más de un (1) representante en el Comité; b) Las empresas generadoras deben estar registradas como tales en el Mercado Mayorista; c) Las empresas distribuidoras deben tener cargos de distribución aprobados por la CREG y vigentes al 31 de diciembre del año anterior al de conformación o revisión de la composición del CAC; d) Las empresas comercializadoras deben estar registradas como tales en el Mercado Mayorista; e) Las empresas integradas verticalmente en más de dos actividades, deben manifestar a qué grupo, de los que trata este artículo, desean pertenecer. Esta opción de elección de grupo se podrá ejercer por una sola vez durante la vigencia anual de la operación del CAC que se esté conformando y no será susceptible de modificación alguna durante el período. f) Si alguno de los agentes participantes del mercado mayorista de energía tuviera conocimiento de alguna violación a lo que aquí se dispone, podrá solicitar a la CREG la suspensión de la participación del agente o agentes involucrados en el Comité. La CREG solicitará la información que considere pertinente, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 73 de la Ley 142 de 1994; g) Las empresas vinculadas económicamente en los términos de la Ley 142 de 1994, no podrán tener más de un representante en el Comité. La composición del Comité Asesor de Comercialización será revisada cuando la posición relativa de las empresas experimente cambios objetivos. Se entienden como cambios
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objetivos: a) Se dé por iniciado o finalizado el desarrollo de una actividad de una empresa en el mercado; b) Se fusionen o escindan empresas. PARÁGRAFO 2o. En caso que un agente deje de ser parte del Comité, el subgrupo del cual provenía elegirá a su nuevo representante ante el CAC. PARÁGRAFO 3o. El Comité elegirá entre sus miembros, un Presidente, por un período de un (1) año, prorrogable. También podrá designar un Secretario Técnico, quien será un profesional independiente sin vinculación con alguno de los agentes del mercado. El Secretario Técnico será elegido por período de un año prorrogable. PARÁGRAFO 4o. El Comité asesorará a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en los siguientes aspectos: a) Seguimiento del SIC en forma regular, incluyendo los índices de desempeño del Administrador del SIC en la operación del sistema. Lo anterior, sin perjuicio de lo dispuesto en el Parágrafo 3o del artículo 31 de la Resolución CREG 024 de 1995; b) Realizar una revisión anual de los procedimientos del SIC y enviar a la Comisión un reporte de los resultados; c) Apoyar a las Auditorías que se designen, de acuerdo con lo estipulado en la Resolución CREG 024 de 1995, en los procesos a ejecutar; d) Analizar y recomendar cambios a las reglas comerciales de la Bolsa y de la actividad de comercialización en el Mercado Mayorista, así como cualquier otro aspecto del SIC y del mercado que involucre aspectos que afecten a la actividad de comercialización de energía; e) Recomendar pronta y eficazmente propuestas de solución a diferencias sometidas a su consideración en relación con el SIC; f) Dentro de los límites de confidencialidad permitidos, realizar un seguimiento general de litigios, arbitrajes, o cualquier otro proceso que afecte al SIC; g) Sin perjuicio de las funciones atribuidas a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, hacer seguimiento a las quejas de los participantes en la bolsa de energía en relación con su reglamento, con el sistema de liquidación de cuentas, o cualquier otro procedimiento asociado con el SIC; h) Remitir a la CREG trimestralmente, en cumplimiento de lo dispuesto en el Capítulo 3.2.13.1, un informe detallado sobre la Generación de Seguridad a la cual le haya sido aplicada la disposición establecida en el artículo 6o, Parágrafo 1o, de dicha resolución; i) Identificar y notificar a los miembros participantes en el Comité, teniendo en cuenta el mecanismo de elección de que trata este reglamento. PARÁGRAFO 5o. El Comité se reunirá por lo menos una vez al mes, y extraordinariamente, cuando así lo solicite por lo menos la tercera parte de sus miembros. No serán válidas las
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reuniones no presenciales y los miembros, en el evento de no poder asistir a una reunión del Comité no podrán delegar su representación. PARÁGRAFO 6o. Las actas, los reportes, recomendaciones y/o propuestas que desarrolle el Comité en cumplimiento de sus funciones, serán presentadas por su presidente directamente y por escrito a la CREG. Los salvamentos de voto deberán estar sustentados por escrito y anexados a la respectiva acta. El orden del día, deberá conocerse por anticipado y en caso de requerirse, los temas deberán contar con un documento soporte. PARÁGRAFO 7o. El Comité someterá a aprobación de la CREG el reglamento interno de funcionamiento. (Fuente: R CREG 024/95, Art. 27) (Fuente: R CREG 123/03, Art. 1)
ARTÍCULO 3.2.1.27. RESPONSABILIDADES Y DEBERES DEL ADMINISTRADOR DEL SIC. Las siguientes son las responsabilidades del Administrador del SIC: a) Realizar la operación diaria del SIC. b) Realizar los respaldos de información definidos por las resoluciones de la CREG. c) Mantener en forma segura los equipos, software e información del SIC. d) Realizar la estimación de datos en el evento en que la información no se encuentre disponible en el momento requerido. e) Asegurarse que los programas de computador se encuentren bien instalados y conforme a las especificaciones por medio de pruebas cuando se realicen cambios. f) Modificar los programas de computador para implantar los cambios aprobados por la CREG a las reglas de funcionamiento del mercado mayorista en lo referente a los aspectos comerciales. g) Conservar los registros de las pruebas realizadas. h) Realizar recomendaciones para cambios en el sistema de información, facturación y bancos. i) Establecer, operar y mantener el sistema de información para facturación y bancos, cumpliendo con los plazos previstos para transferencias de dineros. j) Vigilar que los actos y contratos de las empresas en las transacciones de la bolsa de energía se ciñan a lo dispuesto en la presente resolución; y avisar a los interesados y a las autoridades; según el caso, si, a su juicio, hay incumplimiento de él. k) Informar a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, y a la CREG, acerca de las violaciones o conductas contrarias a la presente resolución, y del cumplimiento de los actos y contratos para los cuales se haya pedido su colaboración. l) Tener a disposición de los agentes registrados ante el Administrador del SIC la versión actualizada de las especificaciones funcionales de los programas de computador utilizados en el SIC, y la descripción de los procedimientos detallados utilizados para la administración del
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SIC. La versión actualizada debe ser consistente con los cambios aprobados por la CREG y certificados por la auditoría al Administrador del SIC. m) Suministrar la información solicitada por la Comisión o por la Superintendencia. PARAGRAFO 1o. El Administrador del SIC no responde por cualquier pérdida de beneficio a los participantes en la Bolsa de Energía, si se puede demostrar que ha actuado de buena fe y con la mejor información disponible. PARAGRAFO 2o. Al cumplir las funciones a las que esta resolución se refiere, el Administrador del SIC actuará como administrador de recursos ajenos, y en interés de terceros, sin que los ingresos que recibe puedan aumentar su propio patrimonio, salvo por la parte que, de acuerdo con las tarifas que señale la CREG, equivalgan a la remuneración por sus servicios. (Fuente: R CREG 024/95, Art. 29)
ARTÍCULO 3.2.1.28. REMUNERACION AL ADMINISTRADOR DEL SIC. Los costos de funcionamiento del Administrador del SIC serán cubiertos por los agentes participantes en el mercado mayorista, de acuerdo a las reglas y procedimientos que establecerá la CREG en resolución aparte. (Fuente: R CREG 024/95, Art. 30)
ARTÍCULO 3.2.1.29. AUDITORIAS. Las auditorías al Administrador del SIC deben tener el siguiente alcance: a) Auditar todos los cálculos y asignaciones realizadas por el Administrador del SIC. b) Auditar el sistema de facturación y bancos. c) Probar y verificar la precisión de los cambios en el software del SIC. d) Revisar los procesos acordados y el cumplimiento de las resoluciones de la CREG que afectan el mercado mayorista en el SIC. e) Dar asistencia en los programas de trabajo al Administrador del SIC. f) Auditar aquellos aspectos específicos del SIC solicitados por la CREG. PARAGRAFO 1o. Los informes de auditoría deben incluir por lo menos un resumen de todas las auditorías y pruebas realizadas y las recomendaciones. Una copia de los informes debe ser entregada a la CREG. PARAGRAFO 2o. Anualmente se debe realizar mínimo una auditoría al Administrador del SIC. Las auditorías adicionales que se requieran deben ser pagadas por quien las solicite. PARAGRAFO 4o. Todos los agentes que participen en el mercado mayorista, el Administrador del SIC y el Centro Nacional de Despacho deben suministrar la información y permitir el acceso a información, procesos, personal y sistemas de computación que sean necesarios para que el Auditor pueda cumplir con sus funciones.
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(Fuente: R CREG 024/95, Art. 31)
ARTÍCULO 3.2.1.30. IMPUESTOS. En desarrollo de las actividades relacionadas con la presente resolución se aplicarán las normas tributarias vigentes. (Fuente: R CREG 024/95, Art. 32)
TÍTULO 2 REGLAS DE FUNCIONAMIENTO DE LA BOLSA DE ENERGÍA (ANEXO A)
CAPÍTULO 1 BOLSA DE ENERGÍA
SECCIÓN 1 ACTIVIDAD DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL SIN - ASPECTOS RELACIONADOS CON LA BOLSA DE ENERGÍA ARTÍCULO 3.2.2.1.1.1. PARTICIPACIÓN EN EL MERCADO MAYORISTA. Las empresas generadoras participarán en el mercado mayorista de energía: 1. Celebrando contratos de energía con comercializadores u otros generadores a precios acordados libremente entre las partes, 2. Por medio de transacciones en la bolsa de energía, en la cual los precios se determinan por el libre juego de la oferta y la demanda de acuerdo con las reglas comerciales definidas en el Reglamento de Operación, 3. Prestando servicios asociados de generación a la empresa de transmisión, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 7 de esta resolución. La bolsa de energía será administrada por el Centro Nacional de Despacho (CND) y la liquidación de las obligaciones y acreencias financieras de los participantes en la bolsa será realizado por una dependencia del Centro Nacional de Despacho (CND), denominada Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (SIC), de acuerdo con lo establecido en el Reglamento de Operación. Todos los contratos de energía que se celebren entre los generadores y los comercializadores se registrarán ante el Administrador del SIC y deben contener reglas o procedimientos claros para determinar hora a hora, las cantidades de energía exigibles bajo el contrato, y el precio respectivo, durante su vigencia. (Fuente: R CREG 055/94, Art. 5)
ARTÍCULO 3.2.2.1.1.2. OFERTAS DE PRECIO EN LA BOLSA DE ENERGÍA. Los precios a los cuales las empresas generadoras ofrezcan diariamente al Centro Nacional de Despacho (CND) energía de sus unidades de generación, por unidad de energía generada cada hora en el día siguiente, deben reflejar los costos variables de generación en los que esperan incurrir,
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teniendo en cuenta: a) Para plantas termoeléctricas: el costo incremental del combustible, el costo incremental de administración, operación y mantenimiento y la eficiencia térmica de la planta. b) Para las plantas hidroeléctricas: los costos de oportunidad (valor de agua) de generar en el momento de la oferta, teniendo en cuenta la operación económica a mediano y largo plazo del sistema interconectado nacional. (Fuente: R CREG 055/94, Art. 6) (Fuente: R CREG 051/09, Art. 2)
ARTÍCULO 3.2.2.1.1.3. PRECIO HORARIO EN LA BOLSA DE ENERGÍA. El precio resultante del juego libre de oferta y demanda en la bolsa de energía será igual al precio ofertado por la planta marginal no restringida que sea despachada para atender la demanda en esa hora, calculado de acuerdo a los procedimientos establecidos en el Reglamento de Operación. (Fuente: R CREG 055/94, Art. 14)
ARTÍCULO 3.2.2.1.1.4. LIQUIDACIÓN DE CUENTAS EN LA BOLSA DE ENERGÍA. El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (SIC) se encargará de la liquidación del valor de los intercambios en la bolsa de energía. Con el propósito de poder sustentar el cálculo de los pagos que se hayan hecho exigibles, o que una empresa deba, por razón de ventas o compras de electricidad en la bolsa de energía, el Administrador del SIC mantendrá por un mínimo de dos años registros de: 1. Disponibilidad de las unidades generadoras y de las interconexiones internacionales; 2. Los precios pertinentes, y los parámetros técnicos declarados, de las unidades de generación declarados como disponibles; 3. La potencia programada para despacho, o despachada, en cada unidad de generación y a través de las interconexiones internacionales; 4. Los servicios complementarios solicitados por el CND, y prestados a éste; 5. Las cantidades de energía efectivamente demandadas por los comercializadores (Fuente: R CREG 055/94, Art. 16)
SECCIÓN 2 PROCEDIMIENTOS
SUBSECCIÓN 1 PROCESOS PARA LA EVALUACIÓN DE LAS TRANSACCIONES COMERCIALES EN LA BOLSA DE ENERGÍA (descripción no original)
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ARTÍCULO 3.2.2.1.2.1.1. PROCESOS PARA LA EVALUACIÓN DE LAS TRANSACCIONES COMERCIALES EN LA BOLSA DE ENERGÍA (descripción no original). Los procesos para la evaluación de las transacciones comerciales en la Bolsa de Energía se realizan a nivel horario y son los siguientes: (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 1.1)
ARTÍCULO 3.2.2.1.2.1.2. BALANCE. En este proceso se realiza el cálculo del despacho ideal y de los consumos de energía para la asignación de los contratos de energía, con el fin de calcular los excesos o déficits para cada uno de los agentes participantes en los contratos, o para los que compran o venden energía directamente a través de la bolsa. La enajenación de energía, en cantidades superiores o inferiores a las asignadas en los contratos de energía a largo plazo, determina el objeto de los contratos de energía en la bolsa, cuyos precios se fijan según las reglas de la bolsa. (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 1.1 - BALANCE)
ARTÍCULO 3.2.2.1.2.1.3. ASIGNACIÓN DE CONTRATOS DE ENERGÍA A LARGO PLAZO. En este proceso se analizan las condiciones establecidas en los contratos registrados ante el Administrador del SIC para cada agente comercializador, con el fin de determinar la cantidad de energía total asignable al agente para efectos del proceso de balance, y liquidar las diferencias respecto al despacho ideal a los precios de Bolsa correspondientes. (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 1.1 - ASIGNACIÓN DE CONTRATOS DE ENERGÍA A LARGO PLAZO) (Fuente: R CREG 112/98, Art. 2)
ARTÍCULO 3.2.2.1.2.1.4. DETERMINACIÓN DE LA DISPONIBILIDAD COMERCIAL. En este proceso para cada unidad o planta de generación se determina su disponibilidad comercial con base en las disponibilidades reales y las características técnicas de los equipos. (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 1.1 - DETERMINACIÓN DE LA DISPONIBILIDAD COMERCIAL)
ARTÍCULO 3.2.2.1.2.1.5. CÁLCULO DE LOS PRECIOS DE BOLSA. En este proceso se determinan los precios para las diferentes transacciones que se realizan en la Bolsa de Energía. Los precios horarios de Bolsa son iguales al precio de oferta en Bolsa de la Planta con Máximo Precio de Oferta, en la hora respectiva, más el Valor Adicional previsto en el Anexo A-4 de la Resolución CREG024 de 1995, modificado por el artículo 8o de la Resolución CREG 051 de 2009 y aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan, correspondiente a los recursos de generación requeridos para cubrir en el despacho ideal: i) la demanda total doméstica; ii) la de exportaciones a Panamá; iii) la demanda internacional de despacho económico coordinado, y iv) la demanda no doméstica. Dentro de este proceso las importaciones provenientes de las TIE y provenientes de Panamá, serán consideradas como un recurso con precio de oferta igual al Precio de Oferta del país
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exportador, en su Nodo Frontera para exportación, al cual se le deben adicionar los cargos asignados al transporte desde el Nodo frontera hasta el STN, si son del caso, el Costo Equivalente Real de Energía del Cargo por Confiabilidad, si aplica y los cargos propios de los generadores en el mercado Colombiano, asignándole además una disponibilidad comercial equivalente a la importación real. (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 1.1 - CÁLCULO DE LOS PRECIOS DE BOLSA) (Fuente: R CREG 055/11, Art. 28)
ARTÍCULO 3.2.2.1.2.1.6. CÁLCULO DE LAS DESVIACIONES. En este proceso se determina la diferencia para cada planta de generación que no participa en la regulación, entre el despacho programado y la generación real. Si esta diferencia excede una tolerancia definida se aplica un criterio de penalización establecido más adelante en este Anexo. (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 1.1 - CÁLCULO DE LAS DESVIACIONES)
ARTÍCULO 3.2.2.1.2.1.7. CÁLCULO DE LAS RESTRICCIONES DE TRANSMISIÓN. En este proceso se concilian las diferencias entre el despacho real y el despacho ideal que corresponden a las restricciones en el sistema interconectado y se calcula el costo respectivo y su asignación a los agentes en el mercado mayorista. (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 1.1 - CÁLCULO DE LAS RESTRICCIONES DE TRANSMISIÓN)
SUBSECCIÓN 2 PROCESO DE BALANCE (1.1.1)
SUB-SUBSECCIÓN 1 DETERMINACIÓN DEL DESPACHO IDEAL ARTÍCULO 3.2.2.1.2.2.1.1. DETERMINACIÓN DEL DESPACHO IDEAL. El Despacho Ideal considerará las ofertas de precio en la Bolsa de Energía y de precio de arranque-parada de los generadores térmicos, las ofertas de precio en la Bolsa de Energía de los generadores hidráulicos y los Precios de oferta en el Nodo Frontera para exportación del país exportador. A estos últimos se les debe adicionar los cargos asignados al transporte desde el Nodo frontera hasta el STN, si son del caso; el Costo Equivalente Real de Energía del Cargo por Confiabilidad; y los cargos propios de los generadores en el mercado colombiano, necesarios para atender la demanda total para cada una de las horas del día en proceso. Para el caso de una importación, la disponibilidad comercial será considerada con un valor igual al de la importación real. Los precios considerados deberán tener en cuenta el resultado de la aplicación de la regla de desempate aplicada para el Despacho Programado. El Despacho Ideal será uno para el día, comprenderá los 24 períodos horarios y se determinará por medio del Programa de Despacho Económico, el cual se ejecutará todos los días, con posterioridad a la operación real del sistema. Para cumplir con las características técnicas de las plantas o unidades térmicas, las condiciones iniciales del Despacho Ideal para el día t tendrán en cuenta las condiciones con las que finalizó el Despacho Real del día t-1; no tendrá en cuenta las restricciones en el Sistema Interconectado Nacional para atender la demanda
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total del sistema; y se efectuará con la disponibilidad comercial calculada en el SIC. El programa de despacho resultante, denominado Despacho Ideal, determinará los recursos disponibles de menor precio requeridos para atender la demanda total, sin considerar las restricciones del Sistema de Transmisión Nacional (STN), de los Sistemas de Transmisión Regional (STR) y la de los Sistemas de Distribución Local (SDL), existentes en la operación, y considerando las características técnicas de las unidades utilizadas en el despacho económico ejecutado para la operación real del sistema. El Despacho Ideal será tal que:
Sujeto a estas restricciones:
Características Técnicas Donde:
i t Q Pof Par D
Indexa a los Generadores Indexa las Horas del Día Generación Oferta de Precio en la Bolsa de Energía Oferta de Precio de arranque-parada de plantas térmicas que arrancan según el Despacho Ideal Demanda.
(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 1.1.1.1) (Fuente: R CREG 011/10, Art. 1)
SUB-SUBSECCIÓN 2 CÁLCULO HORARIO DE LAS PÉRDIDAS, DE LA DEMANDA Y DE LA GENERACIÓN REAL ARTÍCULO 3.2.2.1.2.2.2.1. CÁLCULO HORARIO DE LAS PÉRDIDAS, DE LA DEMANDA Y DE LA GENERACIÓN REAL. En el proceso para determinar las demandas, generaciones y pérdidas en el Sistema de Transmisión Nacional a nivel horario se requiere de contadores en los puntos de suministro de los generadores, en las fronteras de los usuarios no regulados, en las fronteras de comercializadores que atienden consumidores localizados dentro del mercado de otro comercializador, y en las fronteras comerciales entre comercializadores y el Sistema de
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Transmisión Nacional. Cada contador perteneciente a una frontera comercial identifica a un agente exportador y a un agente importador. El Sistema de Transmisión Nacional es el agente exportador cuando se trata de contadores que miden flujo entre ésta y otra red de menor voltaje y es agente importador cuando el contador mide flujo en sentido contrario. La demanda total del sistema horariamente, corresponde a la suma de la demanda comercial doméstica y la demanda comercial internacional. (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 1.1.1.2) (Fuente: R CREG 112/98, Art. 4)
ARTÍCULO 3.2.2.1.2.2.2.2. GENERACIÓN REAL DEL SISTEMA. La generación real del sistema horariamente se calcula como la sumatoria de las generaciones netas medidas a nivel horario para cada uno de los agentes generadores en sus puntos frontera. La generación de cada agente generador se determina con base en las lecturas de su grupo de contadores. Cuando los contadores no se encuentren en el lado de alta tensión, se debe afectar la medida con el factor de pérdidas de la transformación. En cualquier caso se debe considerar la generación neta, es decir, se debe excluir el consumo propio cuando se toman de su propia generación. (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 1.1.1.2.1)
ARTÍCULO 3.2.2.1.2.2.2.3. PÉRDIDAS REALES EN EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL. Las pérdidas horarias reales en el Sistema de Transmisión Nacional se calculan como la diferencia entre la sumatoria de las importaciones y exportaciones de energía a nivel horario en los puntos de frontera comercial del Sistema de Transmisión Nacional. (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 1.1.1.2.2)
ARTÍCULO 3.2.2.1.2.2.2.4. MEDICIONES AGREGADAS DE COMERCIALIZADORES. El consumo horario de un comercializador se determina con base en la sumatoria de sus importaciones menos la sumatoria de sus exportaciones en cada una de sus fronteras comerciales a nivel horario. Cuando se tiene un generador embebido en el área delimitada por las fronteras comerciales de un comercializador, esta generación medida se considera como una importación del comercializador. Cuando la generación embebida es mayor que la demanda del área delimitada (el área es exportadora), las pérdidas desde el nivel de tensión donde se encuentra la medida del generador hasta el STN donde se encuentra el comercializador ocasionadas por esa exportación, calculadas con los factores de pérdidas que se mencionan adelante, se reflejan como un consumo del generador y se le restan al consumo del comercializador. Cuando la medición de una demanda de un comercializador se encuentra en un nivel de tensión inferior a 220 kV, las medidas así tomadas se deben multiplicar por uno más el factor de pérdidas correspondiente, para considerar las pérdidas entre el nivel de tensión de la medida y el nivel de tensión del STN. Los factores de pérdidas que se aplican para cada nivel de tensión son los establecidos en la
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Resolución CREG-099 de 1997 o las disposiciones que la modifiquen o sustituyan. El consumo del comercializador horariamente debe ser incrementado por las pérdidas de referencia en el Sistema de Transmisión Nacional establecidas por la CREG y su asignación se realiza de acuerdo con la metodología establecida por esa entidad. Mientras que no se establezcan las pérdidas de referencia y la metodología de asignación, se considerarán las pérdidas de referencia iguales a las pérdidas reales y se asignarán en forma proporcional al consumo horario de cada comercializador. (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 1.1.1.2.3)
ARTÍCULO 3.2.2.1.2.2.2.5. MEDICIONES AGREGADAS DEL CONSUMO DE GENERADORES. Para todos los generadores se suman las cantidades de energía tomadas del Sistema de Transmisión Nacional y en el caso de los generadores embebidos se agregan además las pérdidas por la energía exportada del generador en la red que lleva esta energía al Sistema de Transmisión Nacional. Es decir, si el valor total de la generación embebida es mayor que la demanda ajustada del comercializador donde se encuentra ubicado el generador, el generador asume las pérdidas ocasionadas en la red de distribución o de transmisión regional de este comercializador por la cantidad de energía no requerida por éste. Por lo tanto, el generador embebido asume las pérdidas necesarias para colocar la energía que exporta en las fronteras comerciales del Sistema de Transmisión Nacional. (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 1.1.1.2.4)
SUB-SUBSECCIÓN 3 MODIFICACIONES EN LAS LECTURAS DE LOS CONTADORES UBICADOS EN LAS FRONTERAS COMERCIALES ARTÍCULO 3.2.2.1.2.2.3.1. Establecer un plazo máximo para que los agentes del mercado mayorista reporten ante el SIC, modificaciones en las lecturas de los contadores ubicados en las fronteras comerciales. (Fuente: R CREG 041/96, Art. 1)
ARTÍCULO 3.2.2.1.2.2.3.2. Los agentes del mercado mayorista podrán reportar ante el SIC, modificaciones en las lecturas de los contadores ubicados en las fronteras comerciales del sistema, hasta el día 15 hábil del mes siguiente al del período a facturar, cumpliendo con los plazos de facturación previstos en el Anexo B de la Resolución CREG-024 de 1995. (Fuente: R CREG 041/96, Art. 2)
ARTÍCULO 3.2.2.1.2.2.3.3. Los agentes del mercado mayorista que reporten modificaciones en las lecturas de los contadores ubicados en las fronteras comerciales del sistema, en los términos dispuestos en el Artículo anterior, deberán justificar ante el SIC el origen de las modificaciones solicitadas. (Fuente: R CREG 041/96, Art. 3)
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SUBSECCIÓN 3 PROCESO DE ASIGNACIÓN DE CONTRATOS DE ENERGÍA A LARGO PLAZO (1.1.2) ARTÍCULO 3.2.2.1.2.3.1. PROCESO DE ASIGNACIÓN DE CONTRATOS DE ENERGÍA A LARGO PLAZO (1.1.2). Para cada agente comercializador se asignan horariamente sus contratos registrados ante el Administrador del SIC, en el siguiente orden de prioridades: a- Contratos Mercado Doméstico Primero se asignan los contratos que establezcan obligación de suministro y pago de cantidades fijas de energía firme (pague lo contratado). Después se asignan los contratos que establezcan obligación de suministro y pago de cantidades fijas de energía firme (pague lo contratado condicional), por orden de mérito a partir del contrato de menor precio unitario por MWh Finalmente se asignan los contratos tipo pague lo demandado por orden de mérito a partir del contrato de menor valor. Un contrato se considera asignado en el mercado doméstico, cuando se requiere de él parcial o totalmente para atender el consumo del comercializador en el mercado doméstico, al ordenarlos por precios unitarios de menor a mayor. Si dentro del proceso de asignación de contratos, existen contratos con igual precio, requeridos para atender el consumo, estos contratos se consideran asignados, en forma total los pague lo contratado y en proporción a la cantidad contratada en los pague lo demandado. Dentro del proceso de asignación de contratos se pueden presentar las siguientes circunstancias: * Que los contratos no alcancen para atender el consumo real doméstico más pérdidas de referencia de un comercializador en el mercado doméstico. En este caso la diferencia entre el consumo horario real más las pérdidas de referencia, con los contratos asignados, se liquidan al precio de la Bolsa de Energía para las transacciones domésticas en la hora respectiva. * Que sus contratos asignados por orden de méritos excedan la demanda real nacional más las pérdidas de referencia en el mercado doméstico. En este caso el excedente se remunera al comercializador al precio de la Bolsa de Energía para las transacciones domésticas en la hora respectiva. El cálculo para cada generador se realiza al sumar las cantidades de los contratos respectivos que se hayan asignado a los comercializadores y a otros generadores en el mercado doméstico. Si la sumatoria de las cantidades de energía de los contratos asignados con destino al mercado doméstico, excede la sumatoria de la generación en el despacho ideal de todas las unidades del generador para atender demanda comercial doméstica en la hora respectiva, dicho generador paga ese faltante al precio en la Bolsa de Energía para las transacciones domésticas en la hora correspondiente.
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En caso contrario, el generador recibe por la generación adicional, que cubra demanda comercial doméstica, a la cantidad asignada en sus contratos en el mercado doméstico, una remuneración correspondiente al producto de la cantidad adicional por el precio en la Bolsa de Energía para las transacciones domésticas en la hora respectiva. Con el Sistema de Transmisión Nacional se evalúa horariamente la diferencia entre las pérdidas de referencia que establezca la CREG y las pérdidas reales totales. Los transportadores reciben o pagan a la Bolsa la diferencia entre las pérdidas asociadas a la demanda doméstica, al precio en la Bolsa para las transacciones domésticas en la hora respectiva. También en este proceso, se calculan los pagos para los generadores no despachados centralmente que son agentes del mercado mayorista registrados como generadores, ocasionados por las transferencias de energía de estos agentes, referidos a 220 kV en las fronteras del Sistema de Transmisión Nacional, los cuales se liquidan al precio en la Bolsa de Energía para las transacciones domésticas en la hora correspondiente. Una vez terminado el proceso de asignación de contratos del mercado doméstico y cubierta la demanda comercial doméstica, se procede a la asignación de contratos con destino al mercado internacional, con la generación no requerida por la demanda comercial doméstica en el despacho ideal. b- Contratos Mercado Internacional Primero se asignan los contratos que establezcan obligación de suministro y pago de cantidades fijas de energía firme (pague lo contratado). Después se asignan los contratos que establezcan obligación de suministro y pago de cantidades fijas de energía firme (pague lo contratado condicional), por orden de mérito a partir del contrato de menor precio unitario por MWh. Finalmente se asignan los contratos tipo pague lo demandado por orden de mérito a partir del contrato de menor valor. Un contrato se considera asignado en el mercado internacional, cuando se requiere de él parcial o totalmente para atender el consumo del comercializador en el mercado internacional, al ordenarlos por precios unitarios de menor a mayor. Si dentro del proceso de asignación de contratos, existen contratos con igual precio, requeridos para atender el consumo, estos contratos se consideran asignados, en forma total los pague lo contratado y en proporción a la cantidad contratada en los pague lo demandado. Dentro del proceso de asignación de contratos se pueden presentar las siguientes circunstancias: * Que los contratos no alcancen para atender el consumo real internacional más las pérdidas de referencia de un comercializador en el mercado internacional. En este caso la diferencia entre el consumo horario real más las pérdidas de referencia, con los contratos asignados, se liquidan al precio de la Bolsa de Energía para las transacciones internacionales (exportaciones) en la hora respectiva.
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* Que sus contratos asignados por orden de méritos excedan la demanda real internacional más las pérdidas de referencia en el mercado internacional. En este caso el excedente se remunera al comercializador al precio de la Bolsa de Energía para las transacciones internacionales (exportaciones) en la hora respectiva. El cálculo para cada generador se realiza al sumar las cantidades de los contratos respectivos que se hayan asignado a los comercializadores y a otros generadores en el mercado internacional. Si la sumatoria de las cantidades de energía de los contratos asignados con destino al mercado internacional (exportaciones), excede la sumatoria de la generación en el despacho ideal de todas las unidades del generador para atender la demanda comercial internacional en la hora respectiva, dicho generador paga ese faltante al precio en la Bolsa de Energía para las transacciones internacionales (exportaciones) en la hora correspondiente. En caso contrario, el generador recibe por la generación adicional a la cantidad asignada en sus contratos en el mercado internacional, una remuneración correspondiente al producto de la cantidad adicional por el precio en la Bolsa de Energía para las transacciones internacionales (exportaciones) en la hora respectiva. Con el Sistema de Transmisión Nacional se evalúa horariamente la diferencia entre las pérdidas de referencia que establezca la CREG y las pérdidas reales totales. Los transportadores reciben o pagan a la Bolsa de Energía la diferencia entre las pérdidas asociadas a la demanda internacional, al precio en la Bolsa de Energía para las transacciones internacionales (exportaciones) en la hora respectiva. (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 1.1.2) (Fuente: R CREG 112/98, Art. 6)
SUBSECCIÓN 4 PROCESO DE DETERMINACIÓN DE LA DISPONIBILIDAD COMERCIAL ARTÍCULO 3.2.2.1.2.4.1. PROCESO DE DETERMINACIÓN DE LA DISPONIBILIDAD COMERCIAL. El proceso para la determinación de la disponibilidad a ser utilizada en el SIC, parte de la disponibilidad horaria declarada utilizada en el proceso de redespacho realizado en el CND y definido en el Código de Redes. Esta disponibilidad se actualiza cuando se presentan cambios en las unidades de generación durante la operación real del sistema, con el valor de la disponibilidad media de la hora en que se efectúa el cambio. Para el cálculo de la disponibilidad comercial se consideran los siguientes parámetros técnicos de las unidades de generación: velocidad de toma de carga, rata de descarga, tiempo mínimo de operación, carga sincronizante y tiempo de calentamiento. (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 1.1.3)
ARTÍCULO 3.2.2.1.2.4.2. DISPONIBILIDAD PARA UNIDADES SIN FALLA. A partir del estado operativo de la unidad de generación se evalúa su potencial de generación real de acuerdo a la capacidad reportada para la hora, considerando los parámetros técnicos de cada unidad. Esta disponibilidad es la que se considera en el despacho ideal. (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 1.1.3.1)
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ARTÍCULO 3.2.2.1.2.4.3. DISPONIBILIDAD PARA UNIDADES CON FALLA. Se consideran unidades con falla aquellas que tienen un potencial de generación nulo o no confiable. Pero se consideran para el cálculo de disponibilidad aquellas unidades que hayan reportado que están disponibles. El modelaje de su disponibilidad es función de sus parámetros técnicos luego de reportada la superación de la falla, la cual puede ser parcial o total. La disponibilidad determinada por el anterior criterio es la que se considera en el despacho ideal. (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 1.1.3.2)
SUBSECCIÓN 5 PROCESO DE CÁLCULO DEL PRECIO EN LA BOLSA DE ENERGÍA ARTÍCULO 3.2.2.1.2.5.1. PROCESO DE CÁLCULO DEL PRECIO EN LA BOLSA DE ENERGÍA. Las transacciones en la Bolsa de Energía tendrán un precio único para el mercado nacional (Demanda Total) y un precio único para el mercado internacional (Demanda No Doméstica), en cada período horario. El cálculo del precio único se hará para el mercado nacional y el mercado internacional, de conformidad con lo establecido en el numeral 1.1.4.3 del Anexo A de la Resolución CREG-024 de 1995. (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 1.1.4) (Fuente: R CREG 051/09, Art. 6)
ARTÍCULO 3.2.2.1.2.5.2. IDENTIFICACIÓN DE UNIDADES INFLEXIBLES. En la declaración de disponibilidad de los generadores del día anterior al despacho, cada generador notifica la inflexibilidad en la operación de sus unidades generadoras. Sin embargo, durante la ejecución de la operación se puede modificar la inflexibilidad, las cuales pueden ocurrir por: * Una unidad puede estar programada en tal forma que es incapaz de cambiar su generación para suministrar demanda adicional incremental (variación positiva o negativa) del sistema y por lo tanto no entra en el cálculo del Precio en la Bolsa de Energía. (Ej.: Unidades con generación restringida por limites de exportación de áreas o por limitaciones de nivel de embalses o número de unidades en línea). * Una unidad es inflexible cuando por sus características técnicas su generación programada en el despacho ideal para la hora presenta limitantes que origina cambios en el programa de generación en por lo menos una unidad de generación con menor precio de oferta. * Una unidad es inflexible cuando por cualquier condición después del cierre del período de ofertas y antes del período definido para reporte de información al redespacho, el generador modifica su disponibilidad declarada para el despacho económico. (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 1.1.4.1)
ARTÍCULO 3.2.2.1.2.5.3. IDENTIFICACIÓN DE RACIONAMIENTO. El racionamiento de energía se establece por la decisión de efectuar un racionamiento programado de energía de acuerdo a los procedimientos establecidos en el Estatuto de Racionamiento, o por instrucciones del Centro Nacional de Despacho (CND) de llevar a cabo un racionamiento de
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emergencia. Para determinar un racionamiento de potencia se procede en la siguiente forma: * Se calcula la demanda máxima para los períodos de liquidación afectados, como la suma de la demanda máxima medida, incrementada con las pérdidas de referencia del Sistema de Transmisión Nacional y con toda la carga no atendida. * Se determina la disponibilidad de generación para los mismos períodos de liquidación. * Si la demanda máxima calculada excede la disponibilidad a utilizar para la determinación del despacho ideal se está en una situación de racionamiento de potencia. (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 1.1.4.2)
ARTÍCULO 3.2.2.1.2.5.4. PRECIO HORARIO EN LA BOLSA DE ENERGÍA EN CONDICIONES NORMALES DE OPERACIÓN. Para determinar los Precios horarios en la Bolsa de Energía, cuando hay Demanda No Doméstica y cuando no hay Demanda No Doméstica, se procederá de acuerdo con lo definido en el Anexo A-4 de la Resolución CREG024 de 1995 . (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 1.1.4.3) (Fuente: R CREG 051/09, Art. 7)
ARTÍCULO 3.2.2.1.2.5.5. PRECIO EN LA BOLSA DE ENERGÍA EN CONDICIONES DE INTERVENCIÓN DE PRECIOS DE OFERTA. En las condiciones de intervención de precios de oferta establecidas en el Código de Operación del Código de Redes, el precio horario en la bolsa de energía se determina de acuerdo al procedimiento para condiciones normales de operación, pero teniendo en cuenta los precios intervenidos de oferta para las plantas de generación hidroeléctrica con embalse definidos en el Código de Operación. (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 1.1.4.5)
SUBSECCIÓN 6 PROCESO DE CÁLCULO DE DESVIACIONES Y PENALIZACIÓN ARTÍCULO 3.2.2.1.2.6.1. PROCESO DE CÁLCULO DE DESVIACIONES Y PENALIZACIÓN. El proceso de cálculo de penalizaciones se realiza diariamente para cada uno de los períodos horarios, aplicándose a los generadores que no se definan para la hora en proceso como reguladores del sistema, de la siguiente manera: Para aquellos generadores diferentes a los que participan en regulación, que se desvíen del despacho programado horario (resultado del Redespacho) en una franja de tolerancia definida como el cinco porciento (5 %) de la generación en cada planta o unidad, se afectan sus transacciones comerciales así: * Si la planta de generación o la unidad, aparece en el despacho ideal para cubrir exclusivamente demanda comercial nacional y generó realmente más o menos que el permitido por la tolerancia con respecto al despacho programado para la hora en proceso,
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debe retribuir por liquidación de penalizaciones a la Bolsa de Energía el valor absoluto de la diferencia entre la generación real y el despacho programado, multiplicado por el valor absoluto de la diferencia entre el precio de oferta y el precio de Bolsa para transacciones domésticas en la hora respectiva. * Si la planta de generación o la unidad, aparece en el despacho ideal para cubrir total o parcialmente demanda comercial internacional y generó realmente más o menos que el permitido por la tolerancia con respecto al despacho programado para la hora en proceso, debe retribuir por liquidación de penalizaciones a la Bolsa de Energía el valor absoluto de la diferencia entre la generación real y el despacho programado, multiplicado por el valor absoluto de la diferencia entre el precio de oferta y el precio de Bolsa para transacciones internacionales en la hora respectiva. * Si la planta de generación o la unidad, no aparece en el despacho ideal y generó realmente más o menos que el permitido por la tolerancia con respecto al despacho programado para la hora en proceso, debe retribuir por liquidación de penalizaciones a la Bolsa de Energía el valor absoluto de la diferencia entre la generación real y el despacho programado, multiplicado por el valor absoluto de la diferencia entre el precio de oferta y el precio de Bolsa para transacciones internacionales en la hora respectiva. El dinero que horariamente se determine en la Bolsa de Energía por penalizaciones, se asignará a los comercializadores a prorrata de su participación en la demanda total. (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 1.1.5) (Fuente: R CREG 112/98, Art. 9)
SUBSECCIÓN 7 PROCESO DE CÁLCULO DE LAS RESTRICCIONES DE TRANSMISIÓN ARTÍCULO 3.2.2.1.2.7.1. PROCESO DE CÁLCULO DE LAS RESTRICCIONES DE TRANSMISIÓN. Para evaluar el costo de las restricciones en el Sistema de Transmisión Nacional, en los sistemas de Transmisión regional y en los de distribución local, se consideran los precios de oferta de los generadores térmicos e hidráulicos y las diferencias entre la generación real y la generación en el despacho ideal, y se procede de la siguiente manera: * Se calcula la diferencia entre la generación real y la generación en el despacho ideal para cada unidad de generación o planta, de acuerdo con la oferta presentada. * Si la diferencia es positiva, los transportadores pagan la diferencia al precio de oferta del generador, y el generador recibe una suma igual. * Si la diferencia es negativa, el generador paga la diferencia valorada a su precio de oferta, y los transportadores reciben una suma igual. A partir del 1o. de diciembre de 1996, y hasta tanto la Comisión de Regulación de Energía y Gas determine el procedimiento detallado para que los transportadores puedan recuperar el costo asociado a las restricciones por transmisión, el costo asociado con las restricciones se asignará en la siguiente forma: a. El costo de las restricciones globales, valoradas a nivel horario, se asignará en un 50% a
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los generadores despachados centralmente en proporción a su capacidad efectiva registrada en el Centro Nacional de Despacho y el restante 50% se distribuirá entre los comercializadores participantes en el mercado mayorista en proporción a su demanda horaria. b. El costo de las restricciones regionales se asignará de acuerdo con los siguientes criterios: El costo de la generación fuera de mérito de las plantas representadas ante el administrador del Sistema de Intercambios Comerciales por empresas que desarrollan conjuntamente las actividades de Generación y Transmisión de electricidad; cuya eliminación o reducción esté asociada a inversiones en los Sistemas de Transmisión Regional o Distribución Local operados por las mismas empresas, o con refuerzos en la conexión de tales redes al Sistema de Transmisión Nacional; se asignará al negocio de Transmisión de esas empresas. El costo de la generación fuera de mérito de las plantas representadas ante el administrador del Sistema de Intercambios Comerciales por empresas que desarrollan la actividad de Generación de electricidad; cuya eliminación o reducción esté asociada a inversiones en los Sistemas de Transmisión Regional y/o Distribución Local en donde se encuentran conectadas tales plantas, o con refuerzos en la conexión de esas redes al Sistema de Transmisión Nacional, se asignará al negocio de Transmisión de las empresas operadoras de los respectivos Sistemas de Transmisión Regional y/o Distribución Local. (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 1.1.6)
ARTÍCULO 3.2.2.1.2.7.2. Es competencia del Centro Nacional de Despacho (CND) clasificar, de acuerdo con las definiciones de la presente resolución, cada una de las restricciones que se presenten en el Sistema Interconectado Nacional. (Fuente: R CREG 099/96, Art. 2)
ARTÍCULO 3.2.2.1.2.7.3. A partir del 1o. de diciembre de 1996, cuando por mantenimientos preventivos o correctivos, la indisponibilidad de una o varias líneas del Sistema de Transmisión Nacional ocasione generación fuera de mérito, el costo de tal generación se asignará de acuerdo con el procedimiento establecido en el artículo 3o. de la presente resolución por un período máximo de noventa y seis (96) horas, contadas partir de la hora siguiente al inicio de la indisponibilidad. Pasado este período, el costo de la generación fuera de mérito será asignado al transportador causante de la restricción, salvo que la indisponibilidad haya tenido origen por eventos constitutivos de fuerza mayor o caso fortuito. (Fuente: R CREG 099/96, Art. 4)
ARTÍCULO 3.2.2.1.2.7.4. A partir del 1o. de diciembre de 1996, cuando por mantenimientos preventivos o correctivos, la indisponibilidad de uno o varios equipos de subestaciones pertenecientes al STN, o que sirvan de conexión al STN, ocasione generación fuera de mérito, el costo de tal generación se asignará de acuerdo con el procedimiento establecido en el artículo 3o. de la presente resolución por un período máximo de doscientas cuarenta (240) horas, contadas partir de la hora siguiente al inicio de la indisponibilidad. Pasado este período, el costo de la generación fuera de mérito será asignado al transportador causante de la restricción, salvo que la indisponibilidad haya tenido origen por eventos constitutivos de fuerza mayor o caso fortuito.
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(Fuente: R CREG 099/96, Art. 5)
ARTÍCULO 3.2.2.1.2.7.5. Las empresas operadoras de Sistemas de Transmisión Regional y/o Distribución Local en donde sea necesario efectuar inversiones para eliminar o reducir restricciones regionales, podrán solicitar a la Comisión de Regulación de Energía una modificación de los cargos por uso de esos sistemas actualmente vigentes, con el fin de remunerar adecuadamente tales inversiones, de acuerdo con la metodología establecida en la Resolución CREG-004 de 1994 . (Fuente: R CREG 099/96, Art. 6)
ARTÍCULO 3.2.2.1.2.7.6. La Superintendencia de Servicios Públicos vigilará que las empresas operadoras de unidades o plantas de generación, cuyo despacho sea obligado por la existencia de restricciones en las redes de transporte de energía, no abusen de su posición dominante en el Mercado Mayorista respecto de esa generación fuera de mérito, al efectuar ofertas de precio que no reflejen el costo de oportunidad de generar en el momento de realizar la oferta, de acuerdo con lo establecido en las Resoluciones 055 de 1994 y 024 de 1995 expedidas por la Comisión de Regulación de Energía y Gas. (Fuente: R CREG 099/96, Art. 9)
SECCIÓN 3 POR LA CUAL SE ADOPTAN LOS AJUSTES NECESARIOS A LA REGULACIÓN VIGENTE PARA DAR CUMPLIMIENTO AL ARTÍCULO 190 DE LA LEY 1753 DE 2015 ARTÍCULO 3.2.2.1.3.1. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución se aplica a todos los generadores cuya energía es despachada en la Bolsa de Energía Mayorista. (Fuente: R CREG 232/15, Art. 1)
ARTÍCULO 3.2.2.1.3.2. LIQUIDACIÓN, FACTURACIÓN Y RECAUDO. De conformidad con lo establecido en el artículo 190 de la Ley 1753 de 2015 y para su efectivo cumplimiento, el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) liquidará, facturará y recaudará de los agentes generadores de energía, el tributo establecido en dicha disposición, en los términos de la Parte 3.2 y el Título 3.9.1 o las normas que las sustituyan o modifiquen y aplicando la fórmula de indexación prevista en el artículo 3.2.2.1.3.3 de esta resolución. (Fuente: R CREG 232/15, Art. 2)
ARTÍCULO 3.2.2.1.3.3. OFERTAS DE PRECIO EN LA BOLSA DE ENERGÍA. Para efectos del precio de las ofertas a que se refiere el artículo 6o de la Resolución CREG-055 de 1994 , además del CEE, deberá incluirse como un costo variable del generador el siguiente monto:
Donde:
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FAZNIt: Gravamen con destino al Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas No Interconectadas ($/MWh) vigente para el año t. IPP(t-1): Índice de Precios al Productor Total Nacional del mes de Diciembre del año t-1, calculado por el Departamento Administrativo Nacional de Estadística (DANE). IPP(0): Índice de Precios al Productor Total Nacional del mes de Diciembre del año 2015, calculado por el Departamento Administrativo Nacional de Estadística (DANE). PARÁGRAFO. En ningún caso el Precio de Bolsa será inferior al CEE más el FAZNI. Cuando el Precio de Oferta de un Generador sea inferior al CEE más el FAZNI, se asumirá como Precio de Oferta, el correspondiente al Precio de Oferta más alto reportado para la hora respectiva más 1 $/MWh. (Fuente: R CREG 232/15, Art. 3)
CAPÍTULO 2 INFORMACIÓN A SUMINISTRAR EN EL MERCADO MAYORISTA ARTÍCULO 3.2.2.2.1. INFORMACIÓN A SUMINISTRAR EN EL MERCADO MAYORISTA. Todo agente debe reportar la información requerida y con la periodicidad definida en el Código de Redes, y de manera adicional la siguiente: - En los contratos de energía a largo plazo se debe suministrar información suficiente para determinar hora a hora las cantidades de energía exigibles bajo estos contratos y los precios respectivos, tipo de contrato y período de vigencia del contrato. - Los comercializadores deben presentar la información de curvas típicas de demanda a nivel horario en la forma solicitada por el Administrador del SIC, cada vez que se presenten cambios significativos o cuando se efectúen nuevas mediciones. - Los generadores deben reportar diariamente al Administrador del SIC la generación horaria de cada una de sus plantas hidráulicas y de las unidades térmicas correspondiente al día anterior, antes de las 8 horas del día en curso, medida en los contadores que para el efecto se tienen dispuestos en sus fronteras. - Los comercializadores deben reportar diariamente al Administrador del SIC la demanda horaria en cada una de sus fronteras correspondiente al día anterior, antes de las 16 horas del día en curso, medida en los contadores que para el efecto se tienen dispuestos en sus fronteras. Todos los agentes del mercado mayorista tienen acceso a la consulta de las especificaciones funcionales del software del SIC. El Administrador del SIC propondrá los sistemas de seguridad, y las formalidades que considere necesarias, para identificación de las personas autorizadas, claridad en el alcance de las instrucciones que se den al Administrador del SIC, y oportunidad de las comunicaciones. El Administrador del SIC realiza el proceso de liquidación a más tardar un día hábil después
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del recibo de todas las mediciones de energía en las diferentes fronteras comerciales. El Administrador del SIC suministrará la información que soporta todos los ítems de las facturas y de las liquidaciones El Administrador del SIC debe enviar a cada agente su información asociada, con la resolución señalada a continuación: * Soporte de Factura y Orden de Pago - Diario con resolución horaria * Soporte de Factura y Orden de Pago - Mensual con resolución diaria * Despacho real de cada contrato de energía a largo plazo por el vendedor y el comprador Diario con resolución horaria * Despacho real de cada contrato de energía a largo plazo por el vendedor y el comprador Mensual con resolución diaria * Reporte general de las transacciones por cada Agente - Diario con totales diarios * Reporte general de las transacciones por cada Agente - Mensual con totales mensuales * Reporte de lecturas crudas de contadores - Diario con resolución horaria * Reporte de energía de contadores - Diario con resolución horaria * Reporte de desviaciones y restricciones por Agente - Diario con resolución horaria * Reporte de disponibilidad comercial por Agente - Diario con resolución horaria * Reporte de desviaciones y restricciones por Agente - Mensual con resolución diaria * Demanda real de energía y potencia por Agente - Diario con resolución horaria * Demanda real de energía por Agente - Mensual con resolución diaria * Demanda, Generación y Pérdidas acumuladas por Agente - En un rango de tiempo menor a tres meses (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A Num. 2)
TÍTULO 3 FUNCIÓN DE DEMANDA AGREGADA Y PÉRDIDAS (ANEXO A-1)
CAPÍTULO 1 FUNCIÓN: DEMANDAS AGREGADAS Y PÉRDIDAS - SICDEMA ARTÍCULO 3.2.3.1.1. FUNCIÓN: DEMANDAS AGREGADAS Y PÉRDIDAS - SICDEMA. FUNCION: Demandas Agregadas y Pérdidas - SICDEMA
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Esta función calcula la demanda real de cada comercializador involucrado en el proceso comercial (DmAc), calcula la demanda de cada área operativa (DmAe) necesaria para la 'Programación SIC (despacho ideal), evalúa las pérdidas del Sistema de Transmisión Nacional (STN) y distribuye estas pérdidas entre los comercializadores (PdrAc). La demanda de los comercializadores y de cada área operativa se evalúa con base en las lecturas de sus contadores asociados. Cada contador perteneciente a una frontera comercial identifica a un agente exportador (IdSbmEx) y a un agente importador (IdSbmIm). El STN es el agente exportador cuando se trata de contadores que miden flujo entre ésta y otra red de menor voltaje y es agente importador cuando el contador mide flujo en sentido contrario. Cada contador representa una medida de energia (MWh con dos cifras decimales) en el punto de medición. También, cada contador tiene asociado un factor (FacPdCtr), con base en el cual se podrá reflejar esta medida al nodo del STN mas cercano. Si el contador está localizado sobre el STN, este factor será igual a 1.0. Con la evaluación de estos contadores se pueden obtener los valores independientes de demanda de energía de cada comercializador, los consumos de los agentes productores (generadores que toman energía de fuentes diferentes a la propia), generaciones de los generadores y demandas de las áreas operativas. En estos valores de demandas y generaciones están incluidas las pérdidas en las redes con niveles de tensión inferiores a 220 kV. Las pérdidas en el STN se calculan con base en todos los contadores ubicados en fronteras comerciales, en los cuales el STN está involucrado como agente exportador o agente importador. Para propósitos del SIC, la energía correspondiente a importaciones provenientes de agentes exportadores externos (Internacionales), a través de enlaces de interconexión, se consideran como generación medida en el punto de interconexión. Asi mismo, la energía correspondiente a exportaciones con destino a agentes importadores externos a través de enlaces de interconexión, se considera como demanda del agente nacional que lo representa en ese punto de interconexión. Cada comercializador asume en proporción a su demanda, una parte de las pérdidas de energía en el STN. Una vez evaluada la distribución de pérdidas, se calcula la Demanda comercial de cada comercializador como la suma de la demanda propia (medida en sus fronteras) y su participación en las pérdidas del STN. El cálculo de las demandas de comercializadores, el tratamiento de las pérdidas de distribución y el tratamiento de la generación embebida es el siguiente:
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Donde: A, B, C, G1 y G2: Generadores y comercializadores Un comercializador está delimitado por un conjunto de fronteras comerciales entre las cuales se identifican fronteras de intercambio y fronteras de generación. Entre las fronteras de intercambio se identifican las fronteras con el STN, con base en las cuales se calculan las pérdidas de ésta red. F1: F2: F3: F7: G1: F11: G2: F12:
Energía exportada por A hacia la STN Energía importada por A desde la STN Energía importada por A desde B Energía exportada por A hacia B Energía exportada por el Generador-1 Energía importada por el Generador-1 (Demanda de G1) Energía exportada por el Generador-2 Energía importada por el Generador-2 (Demanda de G2)
Entonces: DMA = DMB = DMC = DMG1 = DMG2 =
G1 + (F2+F3+F4) - (F1+F7+F9): Demanda no ajustada de A (F6+F7+F8) - (F3+F5+F10): Demanda no ajustada de B G2 + (F9+F10) - (F4+F8): Demanda no ajustada de C f11: Demanda no ajustada de G1 f12: Demanda no ajustada de G2
La demanda calculada de esta manera incluye el total de pérdidas en la red de transporte a nivel de tensión menor de 220 Kv. El comercializador debe asumir las pérdidas en niveles de tensión menores al STN asociadas a su demanda. Si para atender la demanda de un comercializador se pasa por las fronteras comerciales de otro comercializador, las pérdidas ocasionadas por este intercambio en las redes de transporte en que se encuentra el comercializador exportador deben ser asumidas por el comercializador importador en cada
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frontera. Con base en lo anterior, la demanda de los comercializadores debe ser ajustada de la siguiente manera: Cada uno de los flujos medidos en fronteras diferentes al STN entre comercializadores y consumos de generadores embebidos, debe ser referido a las fronteras del STN, aplicando factores mayores que 1.0. La diferencia entre el valor referido y el valor medido refleja las pérdidas en redes diferentes al STN asociadas a esta energía. Cada una de estas medidas identifica o relaciona a dos comercializadores, un importador y otro exportador. Las pérdidas que esta energía ocasiona en las redes donde se encuentra el comercializador exportador se suman a la demanda del comercializador importador y se resta de la demanda del exportador en cada frontera. De esta manera se mantiene el balance de pérdidas en estas redes y por lo tanto de la demanda. En el caso del ejemplo anterior el tratamiento es el siguiente: Medidas Referidas
Pérdidas Asociadas
F3R = @3*F3 F4R = @4*F4 F7R = @7*F7 F8R = @8*F8 F9R = @9*F9 F10R = @10*F10 f11R = @11*F11 f12R = @12*F12
F3P = F3R – F3 F4P = F4R – F3 F7P = F7R – F7 F8P = F8R – F8 F9P = F9R – F9 F10P = F10R – F10 f11P = f11R – f11 f12P = f12R – f12
Donde @ i: Factor mayor que 1 para referir la medida al nodo del STN mas cercano &$ (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A-1 - FUNCIÓN: DEMANDAS AGREGADAS Y PÉRDIDAS - SICDEMA)
ARTÍCULO 3.2.3.1.2. DEMANDAS AJUSTADAS. DMAa= DMA + (F3P + F4P) - (F7P + F9P + f11P) DMBa=
DMB + (F7P + F8P) - (F3P + F10P)
DMCa=
DMC + (F9P + F10P) - (F4P + F8P + f12P)
DMG1a=
DMG1 + f11P
DMG2a=
DMG2 + f12P
(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A-1 - DEMANDAS AJUSTADAS)
ARTÍCULO 3.2.3.1.3. GENERACIÓN EMBEBIDA. Cuando la frontera que relaciona a un generador con un comercializador está ubicada sobre una red diferente al STN, se dice que esa unidad de generación está embebida en el comercializador.
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La generación embebida (G1 en A y G2 en C) tienen el siguiente tratamiento: El comercialziador anfitrión asumirá las pérdidas asociadas a la parte de la generación embebida en su sistema y que él requiera para atender su demanda, es decir, esta parte de la generación le será reconocida al generador en su punto de medida (lado de alta del transformador del generador). De otro lado, si el valor total de la generación embebida es mayor que la demanda ajustada del comercializador anfitrión, el generador asumirá las pérdidas ocasionadas en la red donde se encuentra el comercializador anfitrión, asociadas a la energía no requerida por éste. Esto es equivalente a decir que el generador asume las pérdidas necesarias para colocar el excedente de su generación en las fronteras del STN. Por lo tanto, en el ejemplo anterior esto se aplica de la siguiente manera: SI ( G1 > DMAa ) Entonces: G1P =
@1 * (G1 - DMAa) : Pérdidas en las redes de A asociadas al excedente de generación
DMAa =
DMAa - G1P : Redefinición de la demanda ajustada
DMG1a =
DMG1a + G1P : Demanda del Generador ajustada
FIN - SI Donde @1: Factor menor que 1.0 para calcular las pérdidas en la red interna de A, debido al excedente de generación no requerido por este sistema. Al generador 2 se le aplica un procedimiento similar. Cuando hay mas de un generador embebido y hay exportaciones, a cada generador se le asigna un valor proporcional a su generación medida. Estos valores de demandas y generaciones ajustadas serán los utilizados posteriormente como demandas y generaciones reales en los modulos de balances de contratos, evaluación de compras y ventas a la Bolsa y en los procesos de reconciliación y penalización. (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A-1 - GENERACIÓN EMBEBIDA)
ARTÍCULO 3.2.3.1.4. PÉRDIDAS EN EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL. Para evaluar las pérdidas reales en el STN es necesario contar con medidas en todos los puntos donde se relaciona esta red con niveles de tensión mas bajos a través de transformadores, es decir, todos los puntos de medida en los que el STN esta involucrado como área exportadora o área importadora. El total de pérdidas en el STN está definido como la sumatoria de las inyecciones de energía al STN (flujos de baja a alta tensión), menos la sumatoria de los flujos que salieron del STN (flujos de alta a baja tensión). (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A-1 - PÉRDIDAS EN EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL)
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ARTÍCULO 3.2.3.1.5. FORMULACIÓN GENERAL. Energía medida por cada contador: EgCtrih = FacCtri *FAcPdCtri *(LeCtrih - LeCtri(h-1)) ImAgjh = åEgCtrih Para todos los Contadores en los que el Ag-j es importador ExAgjh = åEgCtrih Para todos los Contadores en los que el Ag-j es exportador
Demanda y Generación de cada Agente : Si el Agente es un comercializador Entonces: DmAgih = ImAgih - ExAgih
Si el Agente es Autoproductor (Consumidor y exportador a la vez) y su DmAg < 0) Entonces: GenAgih = DmAgih DmAgih = 0
Si el Agente es un Generador Entonces: DmAgih = ImAgih GenAgih = ExAgih
Análisis de la generación embebida. Para todos los generadores embebidos en el mismo Agente comercializador se realiza el siguiente análisis: DifDemjh=(
Genkh) -DmAgjh Donde los Gen-k están embebidos en el Ag-j
Si (DifDemjh > 0) Entonces: PrdGenih = FacPdGeni *DifDemjt*GenAgih/
Genkh
DmGenih = DmGenih+PdrGenih DmAgih = DmAgih - PdrGenih
Pérdidas reales del STN ImSTNh =
EgCtrih Para todos los Contadores en los que el STN es importador
ExSTNh =
EgCtrih Para todos los Contadores en los que el STN es exportador
PrdSTNh = ImSTNh - ExSTNh Para todos los Contadores en los que el STN es importador
(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A-1 - FORMULACIÓN GENERAL)
ARTÍCULO 3.2.3.1.6. TRATAMIENTO DE LAS PERDIDAS DEL STN EN EL SIC. Las pérdidas
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de referencia para el STN, se asignan en forma proporcional al consumo horario de cada comercializador. (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A-1 - TRATAMIENTO DE LAS PÉRDIDAS DEL STN EN EL SIC)
CAPÍTULO 2 POR EL CUAL SE ESTABLECE LA UNIDAD DE MEDIDA DE ENERGÍA A UTILIZAR PARA LA EVALUACIÓN DE LAS TRANSACCIONES COMERCIALES EN EL MERCADO MAYORISTA ARTÍCULO 3.2.3.2.1. En los procesos para la evaluación de las transacciones comerciales en el mercado mayorista cada contador, perteneciente a una frontera comercial, representará una medida de energía, en el punto de medición, en kWh. PARAGRAFO 1o. El administrador del SIC deberá adecuar sus sistemas de información, para realizar las liquidaciones de las transacciones en el mercado mayorista de acuerdo con lo dispuesto en el presente artículo, a más tardar el 29 de febrero del año 2000. (Fuente: R CREG 084/99, Art. 1)
TÍTULO 4 FUNCIÓN DE DISPONIBILIDAD (ANEXO A-2) ARTÍCULO 3.2.4.1. FUNCIÓN DE DISPONIBILIDAD (ANEXO A-2). El objetivo es calcular la disponibilidad comercial, la cual es utilizada para ejecutar el despacho ideal. A partir de la disponibilidad real y de la disponibilidad declarada se calcula la disponibilidad comercial. La disponibilidad real corresponde a la disponibilidad promedio calculada a partir de la fecha de los eventos que modifican la disponibilidad de las unidades de generación de los generadores ( AAAA.MM.DD.HHMM) asi como de la disponibilidad reportada al CND al ocurrir el cambio de estado de una unidad Se Identifican varios procesos dependiendo del estado de la máquina. Uno para unidades en falla, otro para unidades sin falla y un tercero para indisponibilidades parciales. (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A-2 - FUNCION DE DISPONIBILIDAD)
ARTÍCULO 3.2.4.2. CONSIDERACIONES. El SIC dispone de la siguiente información: Disponibilidades reales horarias AAi,p, evaluadas por el CND a partir de los eventos y cambios de estados de generación reportados por los sistemas y que no consideran variables tales como tasas de toma de carga, tiempos requeridos para que la máquina pase de frio a caliente, etc. y tienen en cuenta si la indisponibilidad fue ocasionada por fallas externas a la máquina. ( CND ordeno el disparo o el disparo se ocasionó por fallas en el sistema de transmisión, o su salida fue ocasionada por un evento de generación en otra unidad del sistema ).
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Banderas asociadas a nivel horario del estado de la unidad, tales como: Estado = (i: Indisponible, D: Disponible) y Tipo de Falla ( TF = "Interna" o TF = "Externa" ) Variables intermedias para el cálculo de disponibilidad, utilizadas el día o días anteriores SUAAi,p. Generaciones reales a nivel horario. AAi,p Disponibilidad Declarada a nivel horario. SAAi,p Disponibilidad Comercial a nivel horario. SRAAi,p * Velocidad de toma de carga. LRj * Carga Sincronizante. SRj * Capacidad Efectiva neta de la máquina. GUMCi * Tfrio_caliente: Tiempo minimo requerido para sincronizar una unidad al sistema luego de superada una falla. (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A-2 - CONSIDERACIONES)
ARTÍCULO 3.2.4.3. PROCEDIMIENTO. Descripción. Se parte de la disponibilidad real para todas las unidades y todos los periodos horarios. Se chequea la disponibilidad y el estado de la unidad en el período horario analizado. Si la unidad esta disponible se valida si en los períodos previos la unidad tiene activada la bandera de falla. Los períodos previos analizados son tales que estan comprendidos entre el período analizado y un tiempo requerido para que la unidad pase de frío a caliente mas una hora adicional. Si se encuentra la bandera de falla activada en los periodos previos, recalcula la disponibilidad desde el periodo siguiente al de falla ( k+1 ) hasta el periodo actual así: si ( p - k ) <= Tfrio_caliente La disponibilidad Comercial será SUAAi,p = 0 SAAi,p = 0 SRAAi,p = 0 si ( p - k ) > Tfrio_caliente La disponibilidad comercial será SUAAip = ( SRj + LRj )
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SRAAi,p = ( SRj + LRj )/2 Si la disponibilidad calculada es mayor que la disponibilidad declarada, la disponibilidad comercial se iguala a la Diponibilidad declarada y se chequea contra la capacidad efectiva neta máxima de la maquina. Si SRAAi,p > SAAi,p SRAAi,p = SAAi,p Si SRAAi,p > GUMCi SRAAi,p = GUMCi SUAAi,p = GUMCi * Si la unidad está indisponible ( Bandera de falla activada y Tipo de Falla = "Interna" Disponibilidad real 0 ) SRAAi,p = 0 * Si la unidad está indisponible ( Bandera de falla activada y Tipo de Falla = "Externa") SRAAi,p = SRAAi,p -1 ( Disponibilidad comercial previa a la falla) Si la unidad no esta en falla según la disponibilidad real SUAAi,p = AAi,p SRAAi,p = AAi,p Si SAAi,p < SRAAi,p SRAAi,p = SAAi,p En todos los casos cuando se observa un cambio de disponibilidad al pasar la unidad de un valor de disponibilidad diferente de cero a otro también diferente de cero. Si la disponibilidad se reduce (AAi,p < SRAAi,p-1 ) SRAAi,p = AAi,p Si la disponibilidad declarada es mayor que la disponibilidad real Si SAAi,p > AAi,p SRAAi,p = AAi,p Si la disponibilidad declarada es menor que la disponibilidad real Si SAAi,p < AAi,p
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SRAAi,p = SAAi,p Cuando se incrementa la disponibilidad ( Para AAi,p > SRAAi,p-1 > 0 ) Para incrementos de disponibilidad se recalcula la disponibilidad del periodo a partir de la disponibilidad de la variable intermedia en el periodo (i-1) y considerando la rata de toma de carga, y se valida con la disponibilidad Declarada. SUAAi,p = SUAAi,p-1 + LRi SRAAi,p = (SUAAi,p-1 + SUAAi,p)/2 Si la disponibilidad calculada es mayor que la disponibilidad Declarada AAi,p SRAAi,p = SAAi,pi (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A-2 - PROCEDIMIENTO)
TÍTULO 5 FUNCIÓN LIQUIDACIÓN DE TRANSACCIONES (ANEXO A-3)
CAPÍTULO 1 FUNCION: LIQUIDACIÓN DE TRANSACCIONES - SICLIQU ARTÍCULO 3.2.5.1.1. FUNCION: LIQUIDACIÓN DE TRANSACCIONES - SICLIQU. FUNCION: Liquidación de transacciones - SICLIQU Esta función tiene por objeto lo siguiente: Asignar los contratos de energía a largo plazo entre los generadores y comercializadores registrados ante el Administrador del SIC, de acuerdo con las condiciones de la demanda comercial (Demanda real afectada con pérdidas internas y pérdidas del STN). Determinar los pagos en la Bolsa correspondientes a las compraventas de energía de los comercializadores cuando se presentan diferencias entre sus contratos de energía a largo plazo y la demanda real. Calcular los pagos o recibos de dinero para los miembros que representan las interconexiones internacionales, debidos a las transferencias de energía que se presentan a través de los enlaces internacionales de interconexión. Determinar los pagos a efectuar a los generadores registrados ante el Administrador del SIC que no están despachados centralmente, por concepto de energía generada y no contratada. Determinar los pagos y cobros a los generadores por concepto de desviaciones del programa y por las compras o ventas a la bolsa de energía. (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A-3 - FUNCION: LIQUIDACIÓN DE TRANSACCIONES - SICLIQU)
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CAPÍTULO 2 AJUSTES A LA LIQUIDACIÓN EN LA BOLSA DE ENERGÍA (descripción no original) ARTÍCULO 3.2.5.2.1. MODIFICACIÓN DEL ARTÍCULO 9o DE LA RESOLUCIÓN CREG 051 DE 2009. El artículo 9o de la Resolución CREG 051 de 2009, quedará así: “Artículo 9o. Ajustes a la liquidación en la Bolsa de Energía. Se aplicarán las siguientes reglas: 1. Valores a cargo de los generadores que salieron despachados El valor a cargo de cada generador j despachado en el Despacho Ideal, será el que resulta de aplicar la siguiente expresión:
Donde: Recaudo por Valor Adicional por atención de Demanda Total Doméstica a cargo del generador j. Recaudo por Valor Adicional por atención de Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado a cargo del generador j Recaudo por Valor Adicional por atención de Demanda No Doméstica a cargo del generador j Valor adicional para la Demanda Total Doméstica. Valor adicional para la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado y/o la Demanda No Doméstica. Generación ideal de la planta j en la hora i para atender Demanda Total Doméstica. Generación ideal de la planta j en la hora i para atender Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado. Generación ideal de la planta j en la hora i para atender la Demanda No Doméstica.
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2. Valores a favor de los generadores despachados El valor a favor de cada generador despachado en el Despachado Ideal será calculado con la siguiente expresión: Donde: Valor a favor del generador j. Costos no cubiertos por concepto de arranque y parada de la planta j para atender Demanda Total Doméstica. Costos no cubiertos por concepto de generación ideal en condición inflexible de la planta j para atender Demanda Total Doméstica. Costos no cubiertos por concepto de arranque y parada de la planta j para atender la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado y la Demanda no Doméstica. Costos no cubiertos por concepto de generación ideal en condición inflexible de la planta j para atender la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado y la Demanda no Doméstica. Según se definen en la Sección 3.2.6.1.1”. (Fuente: R CREG 011/10, Art. 3)
TÍTULO 6 FUNCIÓN PRECIO EN LA BOLSA DE ENERGÍA (ANEXO A-4)
CAPÍTULO 1 FUNCIÓN PRECIO EN LA BOLSA DE ENERGÍA - SICPREC
SECCIÓN 1 INTRODUCCIÓN (descripción no original) ARTÍCULO 3.2.6.1.1.1. INTRODUCCIÓN (descripción no original). Con esta función se calcularán los Precios en la Bolsa de Energía a partir del Despacho Ideal, estableciendo un precio único para cada mercado según la demanda que se atienda: Demanda Total Doméstica, Demanda Total Doméstica más Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado, y Demanda Total Doméstica más Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado más Demanda No Doméstica, en cada período horario, sin considerar los precios de oferta de plantas inflexibles.
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EN LA FUNCIÓN SICPREC SE REALIZARÁN LOS SIGUIENTES PROCESOS: (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A-4 - FUNCIÓN PRECIO EN LA BOLSA DE ENERGÍA - SICPREC)
SECCIÓN 2 EN LA FUNCIÓN SICPREC SE REALIZARÁN LOS SIGUIENTES PROCESOS ARTÍCULO 3.2.6.1.2.1. IDENTIFICACIÓN DE PLANTAS INFLEXIBLES. En la declaración del día anterior al despacho, cada generador notificará las inflexibilidades en la operación de sus unidades generadoras. Sin embargo, durante el proceso de ejecución de la programación, pueden aparecer inflexibilidades adicionales, las cuales pueden ocurrir porque una unidad puede estar programada en tal forma que es incapaz de cambiar su generación para suministrar demanda adicional incremental (variación positiva o negativa) al sistema y por lo tanto no entrará en el cálculo de los Precios en la Bolsa de Energía, excepto cuando la unidad esté programada en su disponibilidad declarada o comercial, según el caso, y la misma pueda tener una variación negativa. (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A-4 - IDENTIFICACIÓN DE PLANTAS INFLEXIBLES) (Fuente: R CREG 011/10, Art. 2)
ARTÍCULO 3.2.6.1.2.2. DETERMINACIÓN DEL PRECIO EN LA BOLSA DE ENERGÍA. Para determinar los Precios en la Bolsa de Energía se procederá en la siguiente forma: a) Se tomará la generación del Despacho Ideal para la atención de la Demanda Total Doméstica más la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado más la Demanda No Doméstica. b) Con los resultados del literal a., para cada hora se ordenarán las plantas despachadas de acuerdo con las ofertas de precios a la Bolsa de Energía de menor a mayor. c) El Máximo Precio Ofertado horario, MPO, para el mercado internacional (Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado más Demanda No Doméstica) y el mercado nacional (Demanda Total Doméstica) se determinará de la siguiente forma: -- Para el mercado que atiende Demanda Total Doméstica más Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado más Demanda No Doméstica el MPOK corresponderá al precio ofertado a la Bolsa de Energía de la última planta requerida para atender la Demanda Total Doméstica más Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado más Demanda No Doméstica, que no sea inflexible, resultante del ordenamiento planteado en el literal b). -- Para el mercado que atiende Demanda Total Doméstica más Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado MPOI corresponderá al precio ofertado a la Bolsa de Energía de la última planta requerida para atender la Demanda Total Doméstica más Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado, que no sea inflexible, resultante del ordenamiento planteado en el literal b).
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-- Para el mercado que atiende Demanda Total Doméstica el MPON se determina con el ordenamiento de las plantas del literal b) y se tomará el precio ofertado por la última planta requerida para atender la Demanda Total Doméstica, que no sea inflexible. d) Se determinarán los valores adicionales ( I) para los mercados nacionales e internacionales de la siguiente forma: -- Para atención de la Demanda Total Doméstica, el Valor Adicional para la Demanda Total Doméstica ( IN) se calculará conforme a la siguiente ecuación:
Donde:
DN,i
Demanda Total Doméstica en la hora i.
DFN,j
Costos no cubiertos por concepto de arranque y parada de la planta j para atender Demanda Total Doméstica.
DIN,j
Costos no cubiertos por concepto de generación ideal en condición inflexible de la planta j para atender Demanda Total Doméstica.
NP
Número de plantas térmicas.
Parj,z
Precios de oferta de arranque-parada z de la planta j.
l
Número de arranques de la planta j. Si el arranque de la planta j se debe a generación en etapa de pruebas solicitadas por los agentes, no se tiene en cuenta el arranque.
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GFN,j,i
Variable igual a 0 si la planta j es inflexible en la hora i, en caso contrario es igual a la Generación ideal de la planta j en la hora i para atender Demanda Total Doméstica.
MPON,i
Máximo Precio de Oferta para atender la Demanda Total Doméstica en la hora i.
Pofj
Precio ofertado a la Bolsa de Energía por la planta j.
GIN,j,i
Si la planta j es inflexible en la hora i la variable es igual a la Generación ideal de la planta j en la hora i para atender Demanda Total Doméstica. En caso contrario es igual a 0. Si la planta j en la hora i se encuentra en etapa de pruebas solicitadas por los agentes, este valor es cero.
RPj
Precio de Reconciliación Positiva calculado para la planta j sin incluir los costos de arranque y parada.
DIj
Costos no cubiertos por concepto de generación ideal en condición inflexible de la planta j.
GII,j,i
Si la planta j es inflexible en la hora i la variable es igual a la Generación ideal de la planta j en la hora i para atender la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado. En caso contrario es igual a 0. Si la planta j en la hora i se encuentra en etapa de pruebas solicitadas por los agentes, este valor es cero.
GIK,j,i
Si la planta j es inflexible en la hora i la variable es igual a la Generación ideal de la planta j en la hora i para atender la Demanda no Doméstica. En caso contrario es igual a 0. Si la planta j en la hora i se encuentra en etapa de pruebas solicitadas por los agentes, este valor es cero.
MPOI,i
Máximo Precio de Oferta para atender Demanda Total Doméstica más la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado en la hora i.
MPOK,i
Máximo Precio de Oferta para atender Demanda Total Doméstica más la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado más la Demanda no Doméstica en la hora i.
Wj
Porcentaje de la generación ideal de la planta j que atiende la Demanda Total Doméstica.
GN,j,i
Generación ideal de la planta j para atender la Demanda Total Doméstica en la hora i.
Gj,i
Generación ideal de la planta j en la hora i.
En el caso en que la Generación ideal de la planta j en el día sea igual a cero, el porcentaje de la generación ideal de la planta j que atiende la Demanda Total Doméstica (W j) será igual a cero.
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-- Para atención de la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado y/o la Demanda No Doméstica, el Valor adicional para la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado y/o la Demanda No Doméstica ( II) se calculará conforme a la siguiente ecuación:
Donde:
DI,i
Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado más Demanda No Doméstica en la hora i.
DFI+K,j
Costos no cubiertos por concepto de arranque y parada de la planta j para atender la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado y la Demanda no Doméstica.
DII+K,j
Costos no cubiertos por concepto de generación ideal en condición inflexible de la planta j para atender la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado y la Demanda no Doméstica.
NP
Número de plantas térmicas.
Parj,z
Precios de oferta del arranque-parada z de la planta j.
l
Número de arranques de la planta j. Si el arranque de la planta j se debe a generación en etapa de pruebas solicitadas por los agentes, no se tiene en cuenta el arranque.
GFI,j,i
Variable igual a 0 si la planta j es inflexible en la hora i, en caso contrario es igual a la Generación ideal de la planta j en la hora i para atender la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado.
MPOI,i
Máximo Precio de Oferta para atender Demanda Total Doméstica más la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado en la hora i.
Pofj
Precio ofertado a la Bolsa de Energía por la planta j.
GFK,j,i
Variable igual a 0 si la planta j es inflexible en la hora i, en caso contrario
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es igual a la Generación ideal de la planta j en la hora i para atender la Demanda no Doméstica. MPOK,i
Máximo Precio de Oferta para atender Demanda Total Doméstica más la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado más la Demanda no Doméstica en la hora i.
GII,j,i
Si la planta j es inflexible en la hora i la variable es igual a la Generación ideal de la planta j en la hora i para atender la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado. En caso contrario es igual a 0. Si la planta j en la hora i se encuentra en etapa de pruebas solicitadas por los agentes, este valor es cero.
GIK,j,i
Si la planta j es inflexible en la hora i la variable es igual a la Generación ideal de la planta j en la hora i para atender la Demanda no Doméstica. En caso contrario es igual a 0. Si la planta j en la hora i se encuentra en etapa de pruebas solicitadas por los agentes, este valor es cero.
RPj
Precio de Reconciliación Positiva calculado para la planta j sin incluir los costos de arranque y parada.
DIj
Costos no cubiertos por concepto de generación ideal en condición inflexible de la planta j.
Wj
Porcentaje de la generación ideal de la planta j que atiende la Demanda Total Doméstica.
En el caso en que la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado más Demanda No Doméstica en el día sea igual a cero, el Valor adicional para la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado y/o la Demanda No Doméstica ( II) será igual a cero. e) Se determinará el Precio de Bolsa para cada mercado, de la siguiente forma: -- Para atender Demanda Total Doméstica, se aplicará la siguiente ecuación, para cada hora i:
-- Para atender Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado, se aplicará la siguiente ecuación, para cada hora i:
-- Para atender Demanda No Doméstica, se aplicará la siguiente ecuación, para cada hora i:
Donde:
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PBN,i Precio en la Bolsa de Energía para la Demanda Total Doméstica en la hora i. PBI,i Precio en la Bolsa de Energía para la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado en la hora i. PBK,i Precio en la Bolsa de Energía para la Demanda no Doméstica en la hora i. MPON,i Máximo Precio Ofertado para la Demanda Total Doméstica en la hora i. MPOI,i Máximo Precio Ofertado para Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado. MPOK,i Máximo Precio Ofertado para Demanda no Doméstica en la hora i. IN Valor adicional para la Demanda Total. II Valor adicional para la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado y Demanda No Doméstica. La oferta de precios en la Bolsa de Energía se hará de acuerdo con la Resolución CREG-055 de 1994 (o demás normas que la modifiquen o sustituyan). Sin embargo, para verificar si las cotizaciones de los generadores siguen el criterio definido en la resolución mencionada, la Comisión tomará en cuenta que los precios ofertados serán flexibles e incluirán el efecto de la incertidumbre y las diferencias de percepción de riesgos de los generadores. (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A-4 - DETERMINACIÓN DEL PRECIO EN LA BOLSA DE ENERGÍA) (Fuente: R CREG 110/14, Art. 1) (Fuente: R CREG 011/10, Art. 2)
TÍTULO 7 FUNCIÓN RECONCILIACIÓN (ANEXO A-5) ARTÍCULO 3.2.7.1. FUNCION: RECONCILIACIÓN - SICRECO. Esta función tiene por objeto efectuar la compensación (positiva o negativa) que se debe aplcar a los Generadores para cada uno de sus recursos ofertados, debido a las diferencias entre el despacho ideal, con base en el cual se atienden los contratos de energía a largo plazo y la generación real De otro lado, también se cuantifica la desviación que presentan los Generadores de su generación real, con respecto a su generación programada (dada en el Redespacho) por cada recurso ofertado, la cual genera un cobro al generador, si este generador no ha participado como regulador ante el CND en la hora en proceso y se encuentra por fuera de un rango de tolerancia previamente determinado. La diferencia entre el despacho ideal y el despacho programado representa los sobrecostos inevitables de la operación al tener en cuenta las restricciones normales o eventuales del Sistema Interconectado Nacional (restricciones eléctricas, reserva rodante, reserva para
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regulación de frecuencia y tensión, etc. ). Puesto que la asignación de contratos de energía a largo plazo y las transacciones de energía en la bolsa para satisfacer la demanda, se realizan con base en el despacho ideal, es necesario evaluar la compensación (positiva o negativa) que se debe hacer a los generadores, ya que ellos generan de acuerdo con el despacho programado por el CND, con las restricciones. Esta compensación en cada caso, se paga al precio de reconciliación, que está definido como el precio de oferta horario de cada recurso. Adicionalmente y como un subproducto de esta operación, también se determinan los sobrecostos operativos por las restricciones, calculados como la sumatoria algebraica de los pagos y cobros de reconciliación. (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A-5 - - FUNCIÓN: RECONCILIACIÓN - SICRECO)
ARTÍCULO 3.2.7.2. CALCULO DE LA RECONCILIACIÓN. Si para un generador su producción real excede a la generación del despacho ideal, la cuenta de éste por restricciones se incrementará y la de restricciones del sistema se decrementará, con el valor correspondiente a esta diferencia, liquidada al precio de reconciliación del generador. REC = PR * (G.Real - G.Ideal) Si para un generador su producción real es inferior a la generación del despacho ideal, la cuenta de éste por restricciones se decrementará y la de restricciones del sistema se incrementará, con el valor correspondiente a esta diferencia, liquidada al precio de reconciliación del generador. REC = PR * (G.Ideal - G.Real) (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A-5 - CÁLCULO DE LA RECONCILIACIÓN)
ARTÍCULO 3.2.7.3. CALCULO DE LA DESVIACIÓN. * "Si la generación real está por fuera de la banda del 5 % aplicada al despacho programado de cada unidad o planta ofertada, el generador deberá retribuir a la cuenta por penalizaciones el valor absoluto de la diferencia entre la generación real y el despacho programado, multiplicado por el valor absoluto de la diferencia entre el precio de oferta y los siguientes precios de la Bolsa de Energía: * a) Si la planta de generación o la unidad, aparece en el despacho ideal para cubrir exclusivamente demanda comercial nacional: DSV = (PBN - PR) * (G.Real - G.Prog) b) Si la planta de generación o la unidad, aparece en el despacho ideal para cubrir total o parcialmente demanda comercial internacional: DSV = (PBI - PR) * (G.Real - G.Prog)
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c) Si la planta de generación o la unidad, no aparece en el despacho ideal: DSV = (PBI - PR) * (G.Real - G.Prog) * Si la generación real está dentro de la banda de tolerancia, a las unidades o plantas ofertadas de este generador no se le evalúa su desviación. Así mismo, tampoco se evalúa la desviación si la unidad de generación o planta de acuerdo con la oferta, participó como regulador en la operación del sistema. donde: PR:
Precio de Reconciliación (Precio de Oferta) ($/MWh)
PBN:
Precio de Bolsa para transacciones domésticas o nacionales ($/MWh)
PBI:
Precio de Bolsa para transacciones internacionales (exportaciones) ($/MWh)
G.Real:
Generación Real (MWh)
G.Prog:
Generación Programada (MWh)
G.Ideal:
Generación Ideal (MWh)
DSV:
Desviación ($)
(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A-5 - CÁLCULO DE LA DESVIACIÓN) (Fuente: R CREG 112/98, Art. 13)
ARTÍCULO 3.2.7.4. RECONCILIACIÓN Y PENALIZACIONES. La sumatoria de los pagos de reconciliación - SUM (REC) y de la sumatoria de las penalizaciones SUM (DSV), se repartirán de acuerdo a lo definido en el Anexo A numeral 1.1.5. y 1.1.6. de ésta resolución. (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO A-5 - RECONCILIACIÓN Y PENALIZACIONES)
TÍTULO 8 PROCEDIMIENTOS DE LIQUIDACIÓN DE CUENTAS (ANEXO B)
CAPÍTULO 1 FACTURACIÓN, COBRANZAS Y LIQUIDACIÓN DE LOS CONTRATOS DE ENERGÍA ARTÍCULO 3.2.8.1.1. FACTURACIÓN, COBRANZAS Y LIQUIDACIÓN DE LOS CONTRATOS DE ENERGÍA. Este proceso es ejecutado por los agentes participantes en cada contrato. El Administrador del SIC reporta a los contratantes, para cada contrato, la relación del contrato asignado horariamente, el cual sirve como soporte para el proceso de facturación entre los contratantes. La información de las cantidades asignadas en los contratos se reporta a la CREG cuando esta la solicite.
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Los contratos de energía son contratos entre generadores y comercializadores, y por lo tanto la facturación, forma de pago y cobro deben ser convenidos entre las partes y no son responsabilidad del Administrador del SIC. (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO B Num. 1)
CAPÍTULO 2 FACTURACIÓN, COBRANZAS Y LIQUIDACIÓN EN LA BOLSA DE ENERGÍA
SECCIÓN 1 INTRODUCCIÓN (descripción no original) ARTÍCULO 3.2.8.2.1.1. INTRODUCCIÓN (descripción no original). El proceso de facturación correspondiente a las transacciones en la Bolsa de Energía se realiza mensualmente dentro de los primeros diez (10) días hábiles del mes siguiente. A este efecto el Administrador del SIC actúa como mandatario, interviniendo en los procesos de emisión de facturas, liquidaciones y cobranzas por cuenta y orden de los agentes del mercado mayorista, según los procedimientos definidos en la presente resolución. En caso que el Administrador del SIC no expida las facturas y liquidaciones correspondientes dentro del plazo estipulado, se reportará a la CREG este incumplimiento para que determine las acciones correspondientes. Dado que las transacciones en la Bolsa de Energía no están determinadas entre los diferentes agentes, para las deudas que cada agente tenga con el resto de los participantes en las transacciones de cada mes se aplica el criterio de proporcionalidad. Este sistema de facturación implica que cada comprador en el mercado es deudor para con cada agente que resulte vendedor, en forma proporcional a su participación en las compras. Este sistema centralizado asegura que los pagos se efectúen e imputen guardando el criterio de proporcionalidad, conforme a que los deudores paguen sus deudas. Por lo tanto, el Administrador del SIC administra el sistema de cobranzas centralizado y el sistema de abono de deudas asociado a las transacciones en la Bolsa de Energía. El caso de rechazo o glosa de la factura o liquidación, la empresa deberá notificarlo por escrito dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha de recibo de la factura. La factura o liquidación se podrá rechazar únicamente en los casos de tachaduras, enmendaduras, facturas presentadas en fotocopias o inexistencia de documentos soporte. En caso de que el rechazo de la factura sea procedente, inmediatamente se refacturará con las correcciones solicitadas. La factura o liquidación se podrá glosar cuando se presenten errores aritméticos, fecha de vencimiento incorrecta y conceptos incorrectos. Se debe señalar claramente el valor y la razón por la cual se va a glosar.
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La factura o liquidación en la parte no glosada seguirá su tramite normal de pago, manteniendo vigente su fecha de vencimiento. (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO B Num. 2)
SECCIÓN 2 INFORMACIÓN NECESARIA PARA FACTURAR ARTÍCULO 3.2.8.2.2.1. RECOPILACIÓN DE LA INFORMACIÓN. Es responsabilidad de cada uno de los agentes del mercado mayorista suministrar al Administrador del SIC toda la información necesaria para realizar el proceso de facturación dentro de los tiempos y modos que este determine. También, los agentes del mercado mayorista se obligan a notificar en el menor tiempo, cualquier error por ellos detectado en el software del SIC. El Administrador del SIC es responsable de elaborar con dicha información una base de datos centralizada, confiable y auditable a satisfacción de los agentes del Mercado Mayorista. (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO B Num. 2.1.1)
ARTÍCULO 3.2.8.2.2.2. INFORMACIÓN DE COMERCIALIZADORES. Los comercializadores que tengan contratos de energía a largo plazo o sean agentes del Mercado Mayorista, informan diariamente con resolución horaria la curva de carga del día anterior. (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO B Num. 2.1.2)
ARTÍCULO 3.2.8.2.2.3. INFORMACIÓN DE GENERADORES. La información a utilizar en el caso de los generadores está conformada por la información horaria consolidada por el Administrador del SIC, con base en la información diaria con resolución horaria de la generación del día anterior para cada una de las plantas o unidades de generación, de acuerdo con el Código de Redes. Si se presentan desacuerdos sobre las mediciones de las partes, una vez resueltos estos, se actualizan los cálculos y se realizan las facturaciones necesarias. Esta rectificación se efectúa en el siguiente proceso de facturación. (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO B Num. 2.1.3)
ARTÍCULO 3.2.8.2.2.4. INFORMACIÓN FALTANTE. Si dentro de los plazos establecidos, para realizar la facturación, no se tiene la información completa para este proceso, el Administrador del SIC procede a completar los datos faltantes con la mejor información a su alcance. Esta situación se comunica en los documentos que soportan las transacciones comerciales del respectivo mes. Cualquier rectificación de los datos estimados por el Administrador del SIC, se realiza en el proceso de facturación del mes en que se presente la rectificación, identificando la causa o causas de ésta. (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO B Num. 2.1.4)
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SECCIÓN 3 LIQUIDACIÓN DE TRANSACCIONES ARTÍCULO 3.2.8.2.3.1. RESULTADO DE LAS TRANSACCIONES. El Administrador del SIC envía mensualmente las transacciones que resultan en la Bolsa de Energía correspondientes a cada uno de los agentes participantes del mercado. Para los agentes que tengan contratos de energía a largo plazo vigentes en la facturación mensual se les reporta la asignación del contrato en forma horaria. (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO B Num. 2.2.1)
ARTÍCULO 3.2.8.2.3.2. DOCUMENTO DE LAS TRANSACCIONES ECONÓMICAS. Las facturas emitidas por el Administrador del SIC y las órdenes de pago van acompañadas con la relación de las transacciones diarias realizadas por el agente. Esta información se presenta en forma discriminada para las compras y para las ventas para cada agente comercial. (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO B Num. 2.2.2)
SECCIÓN 4 FACTURACIÓN ARTÍCULO 3.2.8.2.4.1. FACTURACIÓN DE LAS OPERACIONES DE COMPRA/VENTA EN EL MERCADO. Las facturas expedidas por el Administrador del SIC para los agentes del mercado deben cumplir con todos los requisitos definidos en el Código de Comercio para las facturas comerciales. Cuando se realicen procesos de facturación correspondientes a períodos anteriores al último mes, la facturación de esos servicios incluye el interés correspondiente a los cambios en los valores facturados, aplicable a partir de la fecha del vencimiento original del mes que se este actualizando. La tasa de interés será igual a la tasa de Depósitos a Término Fijo (DTF) certificada por el Banco de la República correspondiente al último día hábil del mes respectivo. La aplicación de la tasa de interés se debe efectuar de la siguiente manera: - Para el período entre la fecha del vencimiento original del mes que se está actualizando y el mes de emisión de la factura de actualización se utilizan las tasas DTF mensuales del último día hábil de los meses existentes durante el período. - Para el período entre el mes de emisión de la factura y el vencimiento se utiliza la DTF del último día hábil del mes anterior al de expedición de la factura. El dinero por los intereses se transfieren en forma proporcional a los agentes que deben recibir el dinero por esta situación en los plazos determinados para que el Administrador del SIC efectúa las transferencias de pago.
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El Administrador del SIC remite a cada agente del mercado mayorista, por medio de FAX o Correo Electrónico, según se acuerde con cada uno, las respectivas facturas (a deudores) y liquidaciones (a los acreedores). Esta fecha es válida como fecha de expedición de la factura. Simultáneamente, envía por correo certificado los documentos originales. En el SIC se permite que se realice el cruce de cuentas dentro del mes de liquidación para las compras y ventas del mismo agente, es decir, el Administrador del SIC envía el reporte del total de ventas mensuales y de compras mensuales de cada agente, y presenta el neto como valor a facturar o liquidar. El agente generador y comercializador de una misma empresa se tratan en forma independiente. (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO B Num. 2.3.1)
ARTÍCULO 3.2.8.2.4.2. PLAZOS GARANTIZADOS DE PAGO Y APLICACIÓN DE PAGOS. El vencimiento de las facturas emitidas por el ASIC será el quinto día hábil posterior a la emisión de la Facturación Mensual. El mismo plazo se aplicará a las notas de ajuste emitidas por el ASIC que estén en firme a la fecha de emisión de la Facturación Mensual. Para el efecto, al finalizar el día del vencimiento el ASIC deberá tener disponibles y efectivos los recursos de los pagos efectuados por los agentes; en caso contrario se entenderá que no se ha realizado el pago. Los agentes deberán utilizar los procedimientos de pago que indique el ASIC. Además, a más tardar el día hábil siguiente al pago deberán suministrar la información que requiera el ASIC sobre el abono efectuado, utilizando los medios que este defina. El no pago de la factura o de las notas de ajuste en la fecha señalada dará lugar a que el ASIC aplique el máximo interés moratorio permitido por la ley sobre los saldos pendientes de pago. El ASIC informará a los agentes acreedores de dichos dineros el valor que se cause por ese concepto. Cuando se reciba el pago de estos intereses, se procederá a la entrega proporcional a los agentes beneficiarios de las respectivas cuentas. Los pagos que realicen los agentes se aplicarán primero a la cancelación de intereses de mora y luego al valor del capital considerando la antigüedad de los vencimientos. El ASIC reconocerá intereses calculados con el máximo interés moratorio permitido por la ley si, por causas imputables a su gestión, no distribuye los recaudos dentro del plazo previsto en la regulación vigente. El no distribuir los recaudos dentro del plazo previsto no se considerará imputable al ASIC cuando por falta de información no sea posible aplicar los pagos. Si una vez aplicado lo establecido en el artículo 21 de la Resolución CREG 081 de 2007, o aquellas que la sustituyan o modifiquen, resulta un saldo de rendimientos financieros sobre los recaudos efectuados, el ASIC lo distribuirá entre los agentes beneficiarios de esos pagos, dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha del cálculo de que trata el citado artículo. (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO B Num. 2.3.2) (Fuente: R CREG 157/11, Art. 24)
ARTÍCULO 3.2.8.2.4.3. COBRANZAS A LOS DEUDORES. El Administrador del SIC presta el servicio de cobranza en el mercado mayorista, que incluye todos los pagos que se efectúen,
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exceptuando los que correspondan a la ejecución de contratos de energía a largo plazo entre generadores y comercializadores. Para el efecto del pago de las obligaciones de los agentes del mercado mayorista, el Administrador del SIC ofrece a los agentes la transferencia a las cuentas bancarias habilitadas para este único efecto por el Administrador del SIC. Si se realizan pagos parciales de las facturas, los valores faltantes causan intereses de Mora. Se conviene que la constitución en mora en las transacciones de la bolsa de energía, no requiere pronunciamiento judicial, y que bastará para ello certificación expedida, de oficio o a petición de parte, por el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, en la que conste: a) Que una obligación para cuyo cumplimiento se había pedido la ayuda del Administrador del SIC, y cuyo cumplimiento era indispensable, según las reglas y costumbres, para que un acto o contrato sobre energía produjera sus efectos naturales, no tuvo cumplimiento dentro del término estipulado; b) Que una obligación para cuyo cumplimiento se había pedido la ayuda del Administrador del SIC, y cuyo cumplimiento era indispensable, según las reglas y costumbres, para que un acto o contrato sobre energía produjera sus efectos naturales, no tuvo cumplimiento dentro del término en el que éste habría sido económicamente útil y físicamente posible; c) Que cualquiera otra obligación, cuyo cumplimiento era indispensable para que un acto o contrato sobre energía produjera sus efectos naturales, y directamente relacionada con una para cuyo cumplimiento se había pedido la ayuda del Administrador del SIC, no tuvo cumplimiento en la forma convenida o acostumbrada por las partes; o en la forma que, a falta de convención o costumbre de las partes, la cumplen por costumbre otras empresas que usan los servicios del Administrador del SIC; o en la forma que, si no son aplicables los criterios anteriores, debería haberse cumplido para que el Administrador del SIC cumpliera mejor sus funciones. El Administrador del SIC debita y cobra los intereses de Mora por cuenta y orden de los acreedores. Los importes cobrados por este concepto se depositan en las cuentas bancarias reportadas por los acreedores en los plazos y condiciones que se señalan en la presente resolución. (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO B Num. 2.3.3)
ARTÍCULO 3.2.8.2.4.4. PAGOS A LOS AGENTES DEL MERCADO MAYORISTA. Los ingresos provenientes de los recaudos por concepto de transacciones en la bolsa de energía, se distribuirán, cuando el agente comunique vía FAX, o por cualquier otro medio de comunicación, del pago de las facturas; el Administrador del SIC se obligará dentro de los tres (3) días hábiles siguientes a la fecha de aviso de la respectiva consignación, siempre y cuando la transacción bancaria efectivamente se haya realizado, a transferir a los agentes vendedores en las proporciones respectivas los dineros recaudados. Durante este plazo estos dineros no generan ningún interés, ya que se consideran en el tiempo asignado para la operatividad del Administrador del SIC. La distribución entre los acreedores, de cada cobro efectuado por el Administrador del SIC, se realiza conforme a la proporcionalidad de las acreencias individuales
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con respecto de las totales correspondientes a cada mes. Las acreditaciones realizadas se aplican respetando las proporcionalidades correspondientes a cada período, en primer término a la cancelación de los intereses devengados a la fecha de cobro. El remanente se imputa al capital. De existir saldos correspondientes a distintos períodos mensuales la aplicación se realiza en todos los casos a partir del más antiguo. Para asignar un pago a un agente del mercado mayorista se requiere que éste se encuentre a paz y salvo con el Administrador del SIC. En caso de no estar a paz y salvo las acreditaciones que le correspondieren se consideran automáticamente como pago de sus obligaciones con la bolsa de energía. El Administrador del SIC hace efectivas las garantías a partir del incumplimiento del agente deudor. Si la garantía no cubre la totalidad de la deuda del agente comprador, el Administrador del SIC reporta a la CREG y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios el incumplimiento. Si al primer día hábil del mes siguiente al vencimiento de la factura el agente no ha efectuado el pago completo de su obligación, el Administrador del SIC oficiará y solicitará inmediatamente a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios la investigación e imposición de las sanciones a que hubiere lugar, sin perjuicio de las acciones legales que promueva el Administrador del SIC. En este caso, la empresa incumplida deberá además reembolsar los gastos en que se incurra para el cobro efectivo de las obligaciones pendientes. Todos los agentes del Mercado Mayorista asumen el riesgo de las cuentas por transacciones en la bolsa de energía no cubiertas por garantías. En este caso la cartera se comparte entre los demás agentes comercializadores y generadores en forma proporcional a las transacciones en bolsa en los meses no cubiertos por las garantías, sin perjuicio de que el deudor incumplido asuma plenamente su responsabilidad. (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO B Num. 2.3.4)
CAPÍTULO 3 RESULTADOS DE DESPACHOS ARTÍCULO 3.2.8.3.1. RESULTADOS DE DESPACHOS. Los resultados del Despacho Económico y del Despacho Ideal, serán los calculados por el CND y el ASIC, respectivamente. Las liquidaciones de la Bolsa de energía tendrán carácter independiente por mes. Por tal razón, de requerirse algún ajuste al Despacho Ideal por reclamaciones, se considerarán exclusivamente las liquidaciones que resulten de los despachos ideales del mes correspondiente a la fecha de la reclamación. (Fuente: R CREG 051/09, Art. 24)
CAPÍTULO 4 PROCEDIMIENTO DE FACTURACIÓN ELECTRÓNICA DE LAS TRANSACCIONES DEL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA ARTÍCULO 3.2.8.4.1. El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales del Mercado
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Mayorista (ASIC) y el Liquidador y Administrados de Cuentas del Sistema de Transmisión Nacional (LAC), podrán implementar la facturación electrónica de las transacciones efectuadas en el Mercado de Electricidad Mayorista y las liquidaciones de los Cargos por Uso del Sistema de Transmisión Nacional o de cualquier otro cargo que le asigne la regulación, la cual será enviada a través de medios electrónicos, ópticos o cualquier otro medio de mensaje de datos, de conformidad con lo establecido en la Ley 527 de 1999, sus Decretos Reglamentarios y la regulación que para tales efectos, pueda expedir la Comisión de Regulación de Energía y Gas, la Dirección de Impuestos Nacionales y Aduanas (DIAN) y cualquier otra autoridad competente en la materia. (Fuente: R CREG 100/01, Art. 1)
ARTÍCULO 3.2.8.4.2. El ASIC y el LAC, deberán dar aviso por escrito a los agentes del Mercado de Energía Mayorista, con una antelación mínima de 60 días calendario al inicio de operación del sistema de facturación electrónica, sobre la utilización de este medio de transmisión de datos, a fin de que los agentes acondicionen sus sistemas de información y de comunicaciones. (Fuente: R CREG 100/01, Art. 2)
ARTÍCULO 3.2.8.4.3. La facturación electrónica emitida a través de estos medios, tendrá la misma eficacia y validez que la presentada en original y por tanto la reemplazará. (Fuente: R CREG 100/01, Art. 3)
TÍTULO 9 METODOLOGÍA PARA DETERMINAR LA ENERGIA FIRME DE PLANTAS GENERADORAS (ANEXO C-1) ARTÍCULO 3.2.9.1. OBJETIVO. Establecer la metodología para determinar los factores máximos de las plantas generadoras, con base en los cuales las empresas podrán calcular la energía firme de sus plantas para efectos de las garantías financieras en la bolsa de energía. El factor máximo de planta es la relación porcentual entre la energía firme máxima y la energía asociada a la capacidad efectiva de la planta. Por lo tanto, es responsabilidad de las empresas calcular la energía firme de sus plantas que les servirá para evaluar sus compras máximas de energía en la bolsa y estimar el valor máximo de sus eventuales obligaciones derivadas de operaciones en la bolsa mensualmente. La energía firme se podrá calcular como el producto de la energía asociada a la capacidad efectiva de la planta por un factor cuyo valor debe estar entre cero y el factor máximo de planta. (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO C Num. 1)
ARTÍCULO 3.2.9.2. CRITERIOS Y SUPUESTOS. La metodología aplica el enfoque de generación en el sistema integrado, perfiles estacionarios para la disponibilidad de potencia y la demanda atendible y criterio de confiabilidad igual a 95 % de casos con racionamiento menor o igual al 1.5 % de la demanda. * Criterio de confiabilidad
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El mínimo número de casos que se presente en todo el horizonte de estudio, con racionamiento de energía menor al 1.5 % de la demanda de energía atendida en el respectivo período, debe ser igual al 95 % del total de casos. * Perfil de demanda Se utiliza un perfil de demanda atendible estacionario durante el horizonte de K (59) meses, y para cada mes se modela una curva de demanda escalonada de seis (6) bloques y un factor de carga del 65%. * Disponibilidad de generación Se considera como capacidad disponible para generación la capacidad efectiva de potencia de las plantas hidráulicas y térmicas, afectas por su respectivo índice de indisponibilidad histórica (IH), más la potencia determinística del sistema. La capacidad disponible permanece constante durante todo el horizonte de estudio. * Generación térmica Las plantas térmicas se despachan al máximo, estando limitadas solo por la curva de duración de carga. * Horizonte de estudio Un año calendario. (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO C Num. 2)
ARTÍCULO 3.2.9.3. INFORMACION. Se utiliza información actualizada sobre: * Niveles iniciales de embalses * Series sintéticas de caudales * Indices de indisponibilidad * Capacidad efectiva y factores de conversión de plantas * Demandas de acueducto de EEPPM y EEB * Volumen útil de embalses * Costos de Combustibles * Generación determinística (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO C Num. 3)
ARTÍCULO 3.2.9.4. RESULTADOS. En la Tabla siguiente se presentan los factores máximos de planta [%], para cada una de las plantas de generación del SIN, correspondientes al año 1995.
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En CORELCA, la planta Riomaruni agrupa las unidades El río 1 a 8, Ríomar 1 y La Unión 1 a 4, la planta Cospiball agrupa las unidades Cospique 1 a 5 y Ballenas 1 y 2, y la planta Tercos agrupa las unidades Flores 1 y 2.
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(Fuente: R CREG 024/95, ANEXO C Num. 4)
ARTÍCULO 3.2.9.5. El Centro Nacional de Despacho (CND) actualizará anualmente los Factores Máximos de Planta aplicables durante cada vigencia. (Fuente: R CREG 065/95, Art. 1)
ARTÍCULO 3.2.9.6. El Centro Nacional de Despacho (CND) informará oportunamente a las empresas generadoras y al SIC, sobre los Factores Máximos de Planta aplicables durante
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cada vigencia, con base en los cuales las empresas podrán calcular la energía firme de sus plantas para efectos de las garantías financieras en la bolsa de energía. (Fuente: R CREG 065/95, Art. 2)
TÍTULO 10 CONTRATOS DE ENERGÍA (ANEXO D) ARTÍCULO 3.2.10.1. CONTRATOS DE ENERGÍA (SECCIÓN 3.2.10). Como condición general se tiene que todos los contratos de energía a largo plazo que se celebren entre comercializadores y generadores y se liquiden en la bolsa de energía se registrarán ante el Administrador del SIC. Para el período de transición los contratos de energía a largo plazo se deben registrar ante el Administrador del SIC en las fechas especiales definidas por la resolución CREG-009 de 1994 y las que la modifiquen. Para que un contrato de energía a largo plazo sea registrado por el Administrador del SIC, requiere que los contratantes realicen un Contrato de Mandato con el Administrador del SIC para la facturación, pago y recaudo de los valores correspondientes a las transacciones de energía realizadas en la Bolsa de Energía, cobro de las sanciones que se apliquen por errores, omisión o no cambios de equipos de medición y la aceptación de los procedimientos definidos en la presente resolución. Además, deben presentar las garantías definidas por la CREG o realizar los pagos anticipados para el comercializador y para el generador a partir de la fecha de iniciación del Contrato. El plazo para el suministro de la información de los contratos de energía a largo plazo durante el período de transición son las fechas especiales definidas por la CREG en la resolución CREG 016 del 13 de junio de 1995 y las resoluciones que la modifiquen. Los contratos de energía a largo plazo adicionales que se presenten en fechas posteriores a las definidas en la resolución CREG 016 del 13 de junio de 1995, se deben registrar como mínimo con una anticipación de quince (15) días calendario al mes de su aplicación, ya sea en el caso de un nuevo contrato o de modificación de uno existente. El Administrador del SIC tiene un plazo de siete (7) días hábiles después del recibo del contrato, para solicitar las aclaraciones sobre el criterio de asignación horaria del contrato. Si las partes no presentan las aclaraciones que resuelvan la interpretación dada por el Administrador del SIC al criterio de asignación horaria del contrato dentro de los siguientes cinco (5) días hábiles de solicitada la aclaración, el Administrador del SIC no registra el contrato y comunica a los agentes. (Fuente: R CREG 024/95, ANEXO D Num. 1)
TÍTULO 11 REGISTRO EN EL MERCADO MAYORISTA DE QUIENES PARTICIPAN EN LOS PROCESOS DE RECONCILIACIÓN
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ARTÍCULO 3.2.11.1. Los Transportadores de Gas del Sistema Nacional de Transporte, los Operadores de Red de STR's y/o SDL's (OR's) y los Operadores Económicos de Proyectos de Expansión del STN, quienes participan en los procesos de reconciliación de acuerdo con la reglamentación vigente, deberán registrarse ante el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC), sin que les sea permitido realizar transacciones de compra y venta de energía. (Fuente: R CREG 067/00, Art. 2)
ARTÍCULO 3.2.11.2. El ASIC facturará a los agentes descritos en el artículo 2o. de la presente resolución el costo de las reconciliaciones según lo establecido en la reglamentación vigente. (Fuente: R CREG 067/00, Art. 3)
TÍTULO 12 POR LA CUAL SE DICTAN NORMAS SOBRE FUNCIONAMIENTO DEL MERCADO MAYORISTA DE ENERGÍA
CAPÍTULO 1 PRECIOS DE RECONCILIACIÓN POSITIVA Y NEGATIVA APLICABLES A LA GENERACIÓN TÉRMICA E HIDRAÚLICA (descripción no original) ARTÍCULO 3.2.12.1.1. PRECIO DE RECONCILIACIÓN POSITIVA DE LOS GENERADORES TÉRMICOS. Para efectos de establecer el Precio de Reconciliación Positiva de los Generadores Térmicos, en el contexto del Capítulo 3.2.13.1, se tendrán en cuenta los siguientes conceptos: Costo de Suministro de Combustible (CSC). Es la parte variable del costo de suministro de combustible, expresado en $/MBTU, que es posible sustentar. En el caso de generación con gas natural, el costo unitario de suministro de gas no podrá superar los Precios Máximos Regulados para el gas natural colocado en Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte, de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG-023 de 2000 . Este límite no aplica para el gas natural proveniente de campos que tengan régimen de precio libre. El Costo de Suministro de Combustible (CSC) podrá incluir los impuestos legalmente establecidos para los contratos de suministro y las pérdidas de gas natural conforme a lo establecido en la Resolución CREG-071 de 1999 o en aquellas disposiciones que la complementen, modifiquen o sustituyan. En el caso de carbón y otros combustibles diferentes al gas natural, el CSC incluye el costo variable de transporte. Costo de Transporte de Combustible (CTC). Es la parte variable del costo de transporte de
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combustible, expresado en $/MBTU, que es posible sustentar. En el caso de generación con gas natural, el costo unitario del servicio de transporte de gas no podrá superar los cargos máximos variables autorizados por la CREG que se encuentren vigentes, a las empresas transportadoras de gas. El Costo de Transporte de Combustible (CTC) podrá incluir los impuestos o gravámenes legalmente establecidos para el transporte de gas natural, y para otros combustibles diferentes al gas natural. En el caso de carbón y otros combustibles diferentes al gas natural, el CTC se asumirá igual a cero (0 $/MBTU). Costo de Operación y Mantenimiento (COM). Es la parte variable del costo de operación y mantenimiento, expresado en $/MWh, fijado en los siguientes valores por tipo de tecnología: COM ($/MWh) $ de febrero de 2001 Térmica a Gas 5,150 Térmica a Carbón 10,559 Térmica Otros Combustibles 7,855 El COM se actualizará mensualmente con el último IPC disponible al momento de la liquidación. Precio de Arranque-Parada (PCAP). Es el valor reconocido como Costo de Arranque-Parada asociado con la Generación de Seguridad Fuera de Mérito, que será igual al valor del Precio de Arranque-Parada ofertado por el agente generador, antes de entrar en vigencia esta resolución, al Centro Nacional de Despacho para la configuración correspondiente a la Capacidad Efectiva Neta de conformidad con lo establecido en el artículo 1.57. El PCAP se liquidará diariamente, utilizando la Tasa Representativa del Mercado, reportada por la Superintendencia Financiera, del último día hábil del mes previo al despacho. Este costo unitario se aplica sobre los MW declarados disponibles que originan el arranque. PARÁGRAFO. Para las plantas que comiencen a operar como duales o las que inicien operación comercial después de la entrada en vigencia de esta Resolución, se tomará el primer Precio de Arranque-Parada ofertado por el agente generador para la planta como dual o al iniciar la operación comercial, respectivamente. Otros Costos Variables (OCV). Corresponden a los siguientes Costos Variables calculados por el ASIC, expresados en $/MWh: - CEE (CERE); - FAZNI;
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- 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 3.2.13.1.2 de esta resolución, proporcional a la Generación Programada del agente (estimado y luego corregido con asignación real). El Precio de Reconciliación Positiva de un Generador Térmico será igual a:
donde: PCAP = Valor reconocido como costo de arranque-parada asociado con la Generación de seguridad fuera de mérito, que será igual al valor del precio de arranque-parada ofertado por el agente generador, antes de entrar en vigencia esta Resolución, al Centro Nacional de Despacho para la configuración correspondiente a la capacidad efectiva neta y que sea igual a la declarada para ese día por el agente de conformidad con lo establecido en el artículo 1.57. Será igual a cero si la planta se arranca según el despacho ideal o si arrancó desde un día anterior y continúa generando.
IPP m-1: 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), para el mes m-1. IPP0 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), para el mes y el año del Precio de Arranque-Parada ofertado por el agente generador, antes de entrar en vigencia esta resolución. GSA = MW´s totales de Generación de Seguridad fuera del despacho ideal durante el día, asociada con dicho Arranque. Par = Precio de Arranque-Parada ofertado para la configuración y combustible con el que se le considera para el despacho ideal. Si el arranque se ha incluido en el despacho ideal este valor es cero. PARÁGRAFO 1o. Las Inflexibilidades asociadas con Generaciones de Seguridad, se liquidarán a Precio de Reconciliación Positiva. PARÁGRAFO 2o. Todos los generadores térmicos deberán declarar ante el ASIC, cada siete (7) días calendario, un único valor para las variables CSC y CTC (en $/MBTU) por planta
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ounidad de generación, según el caso, asociados al combustible principal. Opcionalmente podrán declarar los costos asociados con el combustible alterno, caso en el cual, la declaración de estas variables se hará en la misma forma como se declaran para el combustible principal. La primera declaración se realizará al día siguiente a la entrada en vigencia de la presente resolución. De no existir declaración antes de las 9:30 horas del día correspondiente, el ASIC mantendrá los últimos valores declarados por el agente. De no declarar se los valores del combustible alterno para las variables CSC y CTC (en $/MBTU), el ASIC asumirá para estos los últimos valores declarados por el agente, y de no existirde claración previa del combustible alterno, el ASIC asumirá el último valor declarado para el combustible principal. De existir únicamente declaración de combustible alterno para las variables CSC y CTC (en $/MBTU), elASIC asumirá los últimos valores declarados por el agente para el combustibleprincipal. De no haber declaración previa de las variables CSC y CTC (en $/MBTU) para el combustible principal, elASIC asumirá como valores declarados cero (0) $/MBTU. Cuando haya valores declarados que superen los límites máximos establecidos y estos sean aplicables, el ASIC asumirá como valores declarados los límites correspondientes. PARÁGRAFO 3o. El presente artículo no aplica para las Importaciones efectuadas a través de Interconexiones Internacionales. (Fuente: R CREG 034/01, Art. 1) (Fuente: R CREG 207/15, Art. 2) (Fuente: R CREG 161/09, Art. 3) (Fuente: R CREG 161/09, Art. 2) (Fuente: R CREG 141/09, Art. 2) (Fuente: R CREG 141/09, Art. 1) (Fuente: R CREG 084/05, Art. 3) (Fuente: R CREG 084/05, Art. 2)
ARTÍCULO 3.2.12.1.2. TASA REPRESENTATIVA DEL MERCADO (TRM). Para efectos de la liquidación de los componentes de Costo de Suministro de Combustible (CSC) y Costo de Transporte de Combustible (CTC) de que trata el Capítulo 3.2.12.1, la Tasa Representativa del Mercado a utilizar por el ASIC corresponderá a la certificada por la Superintendencia Bancaria para el día de liquidación que hayan acordado tanto el productor como el remitente. Si el día establecido en el anterior acuerdo es posterior al quinto día hábil de cada mes, el ASIC utilizará la Tasa Representativa del Mercado certificada por la Superintendencia Bancaria para el quinto día hábil de cada mes. (Fuente: R CREG 094/01, Art. 3)
ARTÍCULO 3.2.12.1.3. Para efectos de la determinación del precio de reconciliación positiva de generadores térmicos de que trata el artículo 3.2.12.1.1 de esta resolución, el ASIC expresará las variables CSC y CTC en $/kWh, haciendo uso de la generación de seguridad fuera de mérito durante el día de operación. (Fuente: R CREG 084/05, Art. 5)
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ARTÍCULO 3.2.12.1.4. COSTO DE ARRANQUE Y PARADA CON COMBUSTIBLES ALTERNOS. Los generadores térmicos a gas que utilicen durante el proceso de arranque un combustible alterno, deberán informar dicha situación al ASIC en los términos establecidos en el Artículo 3º de la presente Resolución, en cuyo caso al Costo de Arranque y Parada de que trata el Capítulo 3.2.12.1, de la planta o unidad de generación será adicionado en un valor igual al consumo total de combustible alterno utilizado durante el proceso de arranque expresado en MBTU, multiplicado por el diferencial del precio del combustible alterno y el Costo de Suministro y Transporte de gas natural, de conformidad con la reglamentación vigente. (Fuente: R CREG 084/05, Art. 6)
ARTÍCULO 3.2.12.1.5. PRECIO DE RECONCILIACIÓN POSITIVA DE LOS GENERADORES HIDRÁULICOS. El Precio de Reconciliación Positiva de los Generadores Hidráulicos, en el contexto del Capítulo 3.2.13.1, se determinará de la siguiente forma: a) Si las reservas agregadas de los embalses asociados a una planta o cadena de plantas es inferior al Nivel de Probabilidad de Vertimiento, el precio de reconciliación positiva será igual al precio de Bolsa de la hora respectiva. b) Si las reservas agregadas de los embalses asociados a una planta o cadena de plantas es igual o superior al Nivel de Probabilidad de Vertimiento, el precio de reconciliación positiva será igual a la suma de los siguientes costos variables asociados al SIN calculados por el ASIC y expresados en pesos por kilovatio hora ($/kWh): i) CEE o CERE, según el caso, ii) FAZNI, iii) Aportes Ley 99 de 1993 y iv) El Costo Unitario por Servicio de AGC proporcional a la Generación Programada del agente (estimado y luego corregido con asignación real). (Fuente: R CREG 034/01, Art. 2) (Fuente: R CREG 036/10, Art. 1)
ARTÍCULO 3.2.12.1.6. PRECIO DE RECONCILIACIÓN NEGATIVA. El precio de Reconciliación Negativa corresponde al valor a devolver por el agente generador cuya generación ideal es superior a su generación real. El ASIC aplicará las siguientes reglas para determinar el Precio de Reconciliación Negativa (PRN): 1. Cuando el Precio de Bolsa nacional sea menor o igual al precio de escasez de activación.
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Donde: GI:
Generación ideal total. Corresponde a la suma de GInac, GItie, GIint de la planta i, del agente j, en la hora h, del día d, del mes m. GInac: Generación ideal nacional de la planta i, del agente j, en la hora h del mes m. GItie: Generación ideal Transacciones Internacionales de Energía (TIE) de la planta i, del agente j, en la hora h, del día d, del mes m. GIint: Generación ideal internacional de la planta i, del agente j, en la hora h, del día d, del mes m. Gr Generación real de la planta i, del agente j, en la hora h, del día d, del mes m. MPOnal: Máximo precio de oferta nacional MPOtie: Máximo precio de oferta incluyendo las TIE MPOint: Máximo precio de oferta incluyendo las transacciones internacionales 2. Cuando el Precio de Bolsa nacional sea mayor al precio de escasez de activación.
En la medida que en el Caso f se deben utilizar los criterios de liquidación del Título 3.16.16, se deben contemplar varias posibles situaciones:
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i. Que la desviación diaria de la obligación de energía firme sea menor o igual a cero
ii. Que la desviación diaria de la obligación de energía firme sea mayor que cero y que la generación ideal sea mayor a la obligación horaria de energía firme.
iii. Que la desviación diaria de la obligación de energía firme sea mayor que cero y que la generación ideal sea menor o igual a la obligación horaria de energía firme
Donde: DDOEFj,d,m: Desviación Diaria de la Obligación de Energía Firme, conforme a lo definido en el Título 3.16.16, del agente j, en el día d, del mes m. GIi,j,h,d,m: Generación ideal nacional conforme a lo definido en el Título 3.16.16, de la planta i, del agente j, en la hora h, en el día d, del mes m. Gri,j,h,d,m: Generación real de la planta i, del agente j, en la hora h, del día d, del mes m.
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OHEFj,h,d,m: Obligación Horaria de Energía Firme, conforme a lo definido en el Título 3.16.16, del agente j, en la hora h, en el día d, del mes m. PD : Precio definido como el máximo entre el precio de escasez ponderado del agente, según el Título 3.16.16, en COP/ kWh y: Para el caso de una planta hidráulica se calculará en la misma forma que el precio de reconciliación positiva de la metodología definida en el Capítulo 3.2.12.1 en COP/kWh para plantas hidráulicas. En caso de que este cálculo resulte ser el precio de bolsa para la hora respectiva, se tomará el MPO nacional de la hora respectiva en COP/ kWh. Para el caso de una planta o unidad térmica, cuando su generación real es mayor a cero, se tomará el precio de reconciliación positiva de la metodología PR definida en el artículo 3.2.12.1.1 de esta resolución “Precio de reconciliación positiva para un generador térmico”, sin considerar los costos arranque-parada. Es decir, el primer término de la metodología PR será la suma de los términos CSC, CTC, COM y OCV, según los define esa resolución en el artículo 3.2.12.1.1 Con la generación real, el combustible utilizado en el día de operación y los términos del Capítulo 3.2.12.1 señalados anteriormente, el ASIC determinará este precio en COP/kWh. Para el caso de una planta o unidad térmica, cuando la generación real es igual a cero en el día de operación, se tomará el precio ofertado en COP/kWh. (Fuente: R CREG 034/01, Art. 3) (Fuente: R CREG 140/17, Art. 8) (Fuente: R CREG 140/17, Art. 7) (Fuente: R CREG 043/16, Art. 1) (Fuente: R CREG 176/15, Art. 1)
ARTÍCULO 3.2.12.1.7. PRECIOS DE OFERTA SUPERIORES AL COSTO DEL PRIMER SEGMENTO DE RACIONAMIENTO Y DECLARACIONES DE DISPONIBILIDAD IGUAL A CERO (0). Si el precio de oferta de un generador supera el Costo del Primer Segmento de Racionamiento, su Disponibilidad se tomará como cero (0). En caso que el CND hubiere requerido la unidad y/o planta de generación para cubrir una generación de seguridad, y el generador no haya podido justificar debidamente su oferta ante las autoridades competentes, el agente será responsable por los perjuicios derivados del racionamiento causado, sin perjuicio de que la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios pueda tomar posesión de la empresa, de conformidad con el artículo 59.1 de la Ley 142 de 1994. Se excluyen de esta disposición las plantas de generación cuyo precio de oferta se encuentre intervenido en los términos de la Resolución CREG-018 de 1998 . Cuando un generador declare para el despacho horario una disponibilidad igual a cero (0) y la planta y/o unidad de generación sea requerida por el CND para cubrir una generación de seguridad, si la planta y/o unidad de generación se encuentra indisponible y las autoridades competentes determinan que su indisponibilidad no es justificada, el agente será responsable por los perjuicios derivados del racionamiento causado, sin perjuicio de que la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios pueda tomar posesión de la empresa, de conformidad con el artículo 59.1 de la Ley 142 de 1994.
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PARÁGRAFO. Para efectos de la aplicación del presente Artículo, se asume para el Redespacho, el valor del Costo del Primer Segmento de Racionamiento utilizado para el Despacho Programado. (Fuente: R CREG 034/01, Art. 4) (Fuente: R CREG 071/06, Art. 88) (Fuente: R CREG 038/01, Art. 6)
CAPÍTULO 2 COMBUSTIBLE ALTERNO PARA GENERACIÓN TÉRMICA (descripción no original) ARTÍCULO 3.2.12.2.1. DECLARACIÓN DIARIA DE CONSUMO DE GAS NATURAL Y COMBUSTIBLE ALTERNO. Todos los días, a más tardar a las 08:00 horas, los generadores térmicos a gas deberán declarar al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC, o a quien haga sus veces, el consumo horario de gas natural o combustible alterno expresado en MBTU, en forma horaria para el día anterior de operación, sin perjuicio de las disposiciones contenidas en el artículo 4o de la Resolución CREG-048 de 2002. Aquellos agentes que no declaren consumo horario de combustible alterno, deberán remitir al ASIC la curva de eficiencia para este combustible de la planta o unidad de generación certificada por el fabricante. PARÁGRAFO. Para aquellos agentes que no declaren el consumo horario de gas natural o que no remitan al ASIC la curva de eficiencia para el combustible alterno cuando esta sea requerida, el ASIC utilizará para efectos de liquidación de reconciliación positiva un valor de cero (0) MBTU como consumo de gas natural o combustible alterno, según sea el caso. (Fuente: R CREG 084/05, Art. 4) (Fuente: R CREG 108/05, Art. 1)
ARTÍCULO 3.2.12.2.2. DECLARACIÓN AL ASIC DEL COMBUSTIBLE PRINCIPAL Y EL COMBUSTIBLE (S) ALTERNO (S). A partir del miércoles siguiente a la entrada en vigencia de la presente Resolución, todos los generadores térmicos, con posibilidad de usar combustibles alternos, podrán declarar al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) el costo del Combustible (s) Alterno (s), considerando las definiciones del artículo 1o. de la presente resolución. PARÁGRAFO 1o. Cuando lo solicite el Centro nacional de Despacho (CND), los agentes deberán informar sobre las facilidades de conexión, almacenamiento y disponibilidad física del combustible(s) que reporten como alterno(s), de acuerdo con las definiciones establecidas en el artículo 1o. de la presente resolución. PARÁGRAFO 2o. Cuando el agente prevea el requerimiento del uso de un combustible alterno para cumplir con el despacho de generación, deberá informar al CND sobre las razones que obligan a cambiar el uso del combustible principal, de acuerdo con las definiciones establecidas en el artículo 1o. de la presente resolución. PARÁGRAFO 3o. Cuando lo requiera, el CND podrá solicitar a los agentes la información necesaria para sustentar el cambio o disponibilidad del combustible (s) alterno (s). PARÁGRAFO 4o. En aquellos casos que el generador tenga facilidades de conexión, almacenamiento y disponibilidad para más de un combustible, los podrá reportar al CND en
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los términos de la presente resolución. PARÁGRAFO 5o. Una vez hecho el reporte semanal al ASIC de los costos de los combustibles, el agente no podrá cambiar esta declaración. (Fuente: R CREG 048/02, Art. 2)
ARTÍCULO 3.2.12.2.3. Los generadores térmicos que declaren consumo de combustible alterno deberán reportar en forma diaria al ASIC, sujeto a verificación por parte del CND, los periodos horarios de generación con el combustible principal y con el combustible alterno. Este reporte deberá corresponder a lo dispuesto en los parágrafos 2o y 3o del artículo 2o de esta resolución, y deberá efectuarse en los términos establecidos en la Resolución CREG-047 de 2000 o en los de aquellaque la modifique, complemente o sustituya. PARÁGRAFO 1o. Para efectos de la verificación de que trata el presente artículo, el CND o quien realice sus funciones seleccionará semestralmente una muestra aleatoria de generadores térmicos que hayan declarado consumo de combustible alterno y procederá a la verificación de dicha situación, para lo cual definirá el procedimiento a aplicar. PARÁGRAFO 2o. En caso de confirmación de discrepancias entre la información suministrada por el agente y la verificación realizada por el CND, se tomará en cuenta el valor de las variables del combustible determinado por el CND, sin perjuicio de las sanciones en que pueda incurrir el agente por incumplimiento de la regulación dela CREG. (Fuente: R CREG 048/02, Art. 4) (Fuente: R CREG 084/05, Art. 7)
ARTÍCULO 3.2.12.2.4. Para efectos de la determinación del Precio de Reconciliación Positiva la componente de Costo de Arranque-Parada, CAP, corresponderá al CAP asociado con el tipo de tecnología de la planta o unidad de generación, según las disposiciones establecidas mediante el Capítulo 3.2.12.1 y aquellas que la modifiquen o complementen. (Fuente: R CREG 048/02, Art. 7)
CAPÍTULO 3 POR EL CUAL SE REGULA LA REALIZACIÓN DE PRUEBAS DE GENERACIÓN DE PLANTAS Y-O UNIDADES DE GENERACIÓN CON COMBUSTIBLE ALTERNO ARTÍCULO 3.2.12.3.1. REALIZACIÓN DE PRUEBAS DE GENERACIÓN CON COMBUSTIBLE ALTERNO. Para aquellas plantas y/o unidades de generación que declaran al Centro Nacional de Despacho, CND, la disponibilidad de combustible(s) alterno(s) en los términos de la regulación vigente, el CND, considerando las condiciones de confiabilidad y seguridad del Sistema Interconectado Nacional, podrá autorizar al agente la realización de pruebas haciendo uso de dicho(s) combustible(s) alterno(s). (Fuente: R CREG 109/05, Art. 1)
ARTÍCULO 3.2.12.3.2. PROGRAMACIÓN DE PRUEBAS DE GENERACIÓN CON
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COMBUSTIBLE ALTERNO. El CND programará las pruebas de generación de que trata la presente Resolución en coordinación con el agente respectivo, considerando los criterios de seguridad y confiabilidad del Sistema Interconectado Nacional. PARÁGRAFO. La duración de la prueba de generación de que trata la presente resolución no podrá exceder de doce (12) horas consecutivas. Dicha prueba deberá ser declarada ante el CND, según corresponda, como exitosa o no, por el generador que la solicitó. Esta declaración deberá realizarse a más tardar la hora siguiente a la de finalización de la prueba. (Fuente: R CREG 109/05, Art. 2)
ARTÍCULO 3.2.12.3.3. RECONCILIACIÓN POSITIVA POR PRUEBAS DE GENERACIÓN CON COMBUSTIBLE ALTERNO. La energía generada resultante de la realización de las pruebas que sean declaradas como exitosas, será objeto de Reconciliación Positiva de conformidad con las disposiciones contenidas en el Capítulo 3.2.12.1, o aquellas que la sustituyan, modifiquen o adicionen, incluyendo las horas de inflexibilidad asociadas a dicha prueba. Para efectos de establecer el valor de la variable GSA establecida en el Capítulo 3.2.12.1, se considerará la totalidad de la generación asociada con la prueba, es decir, la generación real. Los costos horarios de la Reconciliación Positiva asociada con las pruebas de generación de que trata la presente Resolución, serán asignados a los comercializadores del SIN, a prorrata de su demanda comercial, y a todos los enlaces internacionales a prorrata de la exportación”. La energía generada resultante de las pruebas que sean declaradas como no exitosas será remunerada de conformidad con la reglamentación vigente a la realización de pruebas solicitadas por el agente, en virtud de las disposiciones contenidas en el Título 3.1.2 o aquellas que la sustituyan, modifiquen o adicionen. (Fuente: R CREG 109/05, Art. 3)
ARTÍCULO 3.2.12.3.4. RECONCILIACIÓN NEGATIVA ASOCIADA CON PRUEBAS DE GENERACIÓN CON COMBUSTIBLE ALTERNO. La Reconciliación negativa asociada con la realización de las pruebas de generación de que trata la presente Resolución se efectuará de conformidad con las disposiciones contenidas en el Capítulo 3.2.12.1, o aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan. (Fuente: R CREG 109/05, Art. 4)
ARTÍCULO 3.2.12.3.5. Las disposiciones contenidas en la presente resolución no aplican para las pruebas que sean realizadas en virtud de lo establecido en el Título 3.1.2 o aquellas que la sustituyan, modifiquen o adicionen. (Fuente: R CREG 109/05, Art. 5)
CAPÍTULO 4 POR LA CUAL SE MODIFICA PARCIALMENTE LAS RESOLUCIONES CREG-034 DE
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2001, 137 DE 2009 Y 010 DE 2010 Y SE DICTAN OTRAS NORMAS SOBRE EL FUNCIONAMIENTO DEL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA ARTÍCULO 3.2.12.4.1. NIVEL DE PROBABILIDAD DE VERTIMIENTO, NPV. Los agentes generadores con plantas hidráulicas despachadas centralmente deberán reportar al Centro Nacional de Despacho el Nivel de Probabilidad de Vertimiento - NPV, entendido este como el nivel a partir del cual el embalse entra en riesgo de verter según los análisis del agente, con sujeción a las siguientes reglas: a) El reporte deberá hacerse al Centro Nacional de Despacho a más tardar dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución. b) El NPV se reportará como un porcentaje del embalse útil, sin decimales. c) Se deberá declarar un valor de NPV por cada uno de los meses del año. Este valor será constante durante todos los días del mes. d) Para los meses en que no se declare NPV, se tomará el 70%. PARÁGRAFO 1o. La declaración del valor de NPV se realizará por una única vez y los valores declarados sólo podrán modificarse por las causales establecidas en el parágrafo 2o del presente artículo. PARÁGRAFO 2o. Cuando la ENFICC de una planta hidráulica se incremente o disminuya más del 10% por: i) obras en el embalse, ii) una restricción ambiental sustentada en un acto administrativo de una autoridad ambiental, iii) condición física en el embalse sustentada en estudios con mediciones que demuestren el cambio o iv) trasvases podrá declarar un nuevo NPV al CND, en un plazo de cinco (5) días hábiles, una vez el CND haya verificado la nueva ENFICC y esta cumpla con el cambio definido. Adicionalmente, con la declaración del NPV podrá declarar el NEP aplicando lo definido en el artículo 3.2.12.4.2 de esta resolución. PARÁGRAFO 3o. Cuando una planta nueva o especial vaya a entrar en operación en el SIN, podrá declarar el NPV al CND antes de entrar en operación comercial. En caso de que no se haga la declaración se aplicará lo definido en el literal d del presente artículo. Adicionalmente, estos tipos de plantas podrán realizar, junto con la declaración de NPV, la declaración del NPV aplicando lo definido en el artículo 3o de la Resolución CREG 036 de 2010. (Fuente: R CREG 036/10, Art. 2) (Fuente: R CREG 152/11, Art. 4) (Fuente: R CREG 152/11, Art. 3)
ARTÍCULO 3.2.12.4.2. NIVEL ENFICC PROBABILÍSTICO, NEP. El Nivel ENFICC Probabilístico será determinado aplicando lo siguiente: a) Los Criterios para determinar el Nivel ENFICC probabilístico serán: i) Garantizar que el nivel del embalse sea suficiente para generar la ENFICC Base de la planta aún en la condición más crítica de aportes históricos; ii) El Nivel de Referencia no debe superar el Nivel de Probabilidad de Vertimiento declarado para el embalse; y
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iii) Cumplir las curvas guías máxima y mínima del embalse declaradas para el Cargo por Confiabilidad. El modelo que aplica los anteriores criterios para realizar el cálculo del Nivel ENFICC Probabilístico será publicado por la Dirección Ejecutiva de la CREG, mediante circular. b) El procedimiento para la declaración del Nivel ENFICC Probabilístico será el siguiente: i) Cada agente generador con plantas hidráulicas declarará al Centro Nacional de Despacho, CND, los valores de Nivel ENFICC Probabilístico, uno por cada mes del año, dentro de los dos (2) días hábiles siguientes a la declaración del Nivel de Probabilidad de Vertimiento. ii) Los valores declarados corresponderán al Nivel ENFICC Probabilístico del primer día del mes. Para el resto de días del mes, el NEP se calculará mediante una interpolación conforme a la circular con que se publique el modelo para el cálculo del Nivel ENFICC Probabilístico. iii) Los valores se deberán declarar en porcentaje sin decimales. iv) El CND verificará los valores declarados para cada embalse aplicando la siguiente metodología: – El cálculo se hará utilizando el modelo publicado mediante circular por la Dirección Ejecutiva de la CREG, la información declarada para el Cargo por Confiabilidad y la declaración del Nivel de Probabilidad de Vertimiento. – El CND comparará mes a mes los datos que calculará con los declarados por el agente. – En caso de que el valor declarado por el agente en un mes sea mayor o igual al calculado por el CND, este valor no se modificará. Cuando el valor declarado sea menor al calculado por el CND, se utilizará este último valor. – Cuando no se declare un valor de Nivel ENFICC Probabilístico, se tomará el valor calculado por el CND. – Los resultados de la verificación serán publicados por el CND, dentro de los dos (2) días hábiles después de haber recibido la declaración de los valores de Nivel ENFICC Probabilístico. v) Los valores que se obtienen del proceso de verificación serán el Nivel ENFICC Probabilístico de cada embalse. (Fuente: R CREG 036/10, Art. 3)
CAPÍTULO 5 POR LA CUAL SE ESTABLECE UN INGRESO REGULADO POR EL USO DE GAS NATURAL IMPORTADO EN GENERACIONES DE SEGURIDAD
SECCIÓN 1
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DISPOSICIONES GENERALES (descripción no original) ARTÍCULO 3.2.12.5.1.1. OBJETIVO. El objetivo de la presente resolución es definir la metodología para establecer el ingreso regulado a un GT que utilice el GNI para cubrir generaciones de seguridad conforme los requerimientos del Centro Nacional de Despacho (CND). PARÁGRAFO. En caso de que la generación de seguridad sea fuera de mérito el costo del GNI suministrado a los Generadores Térmicos, requeridos en esta situación, se reconocerá conforme a lo que se establece en el anexo 1 de la presente resolución . (Fuente: R CREG 062/13, Art. 2)
ARTÍCULO 3.2.12.5.1.2. DETERMINACIÓN DEL INGRESO REGULADO. El ingreso regulado se establece conforme a la metodología definida en el Anexo No. 1 de la presente resolución. (Fuente: R CREG 062/13, Art. 3)
SECCIÓN 2 METODOLOGÍA PARA DEFINIR INGRESO REGULADO POR LA PROVISIÓN DEL SERVICIO DE GNI PARA LA ATENCIÓN DEMANDA CONTINGENTE POR GENERACIONES DE SEGURIDAD TÉRMICA FUERA DE MÉRITO (ANEXO 1)
SUBSECCIÓN 1 PRINCIPIO GENERAL DE LA EVALUACIÓN ARTÍCULO 3.2.12.5.2.1.1. PRINCIPIO GENERAL DE LA EVALUACIÓN. La UPME establecerá dentro de las áreas operativas, definidas en el artículo 1.26 de esta resolución o aquella que la modifique, sustituya o adicione, las probables generaciones de seguridad diarias a ser suministradas por cualquiera de las plantas térmicas a gas, actualmente en operación. Estas generaciones de seguridad se proyectarán año por año, entendiéndose por año el periodo comprendido del 1o de diciembre al 30 de noviembre del año siguiente. El periodo total de proyección será del 1o de diciembre del año 2015, hasta el 30 de noviembre del año 2025. Así mismo, la UPME deberá definir las mismas en términos de Mpcd, establecerá el máximo requerimiento de Mpcd del período y realizará las evaluaciones económicas correspondientes, con el fin de determinar un perfil de beneficios (el cual tiene el carácter de ser confidencial), demostrando la conveniencia de contar con generaciones de seguridad con GNI frente a otros combustibles sustitutos. Esta información deberá ser enviada a la CREG, mediante una comunicación oficial. El perfil de beneficios será en dólares constantes de los Estados Unidos de Norteamérica a la fecha de adjudicación. PARÁGRAFO. Por su parte la CREG, como entidad, mediante una circular, informará el máximo requerimiento de Mpcd del período de proyección. PARÁGRAFO 2o. En relación con el reconocimiento del ingreso regulado, el mismo se reconocerá a partir del momento de entrada en operación, ya sea antes o después del 1o de
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diciembre de 2015, de tal forma que esté abasteciendo de GNI a las plantas que conforma el Grupo de Generadores Térmicos (GT), y hasta el 30 de noviembre de 2025, inclusive. (Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 1 Num. 1) (Fuente: R CREG 152/13, Art. 2)
SUBSECCIÓN 2 DETERMINACIÓN DEL GT QUE PODRÁ PRESTAR EL SERVICIO DE GENERACIÓN DE SEGURIDAD CON GNI ARTÍCULO 3.2.12.5.2.2.1. DETERMINACIÓN DEL GT QUE PODRÁ PRESTAR EL SERVICIO DE GENERACIÓN DE SEGURIDAD CON GNI. Los Generadores Térmicos que respalden sus obligaciones de energía firme con gas natural importado, conforme a lo dispuesto por las Resoluciones CREG 106, 139 y 182 de 2011 o aquella(s) que la(s) modifique(n), adicione(n) o sustituya(n) y que son parte de las plantas térmicas que la UPME determinó para prestar el servicio de generaciones de seguridad con GNI y que voluntariamente constituyan un vehículo jurídico para adquirir los derechos y contraer las obligaciones como GT, el cual existirá hasta el momento mismo en que se reciba a satisfacción y puesta en operación la infraestructura de regasificación por parte del AI y a la selección o constitución en debida forma del Agente Comercializador de GNI - AC. PARÁGRAFO 1o. En el evento de ser necesarias generaciones de seguridad fuera de mérito, cualquier planta y/o unidad térmica que esté recibiendo ingreso regulado, deberá hacerlo conforme a las instrucciones que reciba del CND con gas natural importado suministrado por el AC a través del AI, la cual le será remunerada esta generación a un máximo valor equivalente al costo de operación utilizando el GNI. PARÁGRAFO 2o. En el caso de realizar generaciones de seguridad con el gas pruebas de la planta regasificación resultante del proceso de puesta en marcha por parte del AI es necesario que de parte de este agente se demuestre al AC que el precio de ese gas fue el resultado de un proceso competitivo y una vez que ello ocurra se le aplicarán las disposiciones contenidas en la presente resolución. Este mecanismo tan solo podrá ser utilizado con el gas de pruebas de la planta regasificación contratado y requerido durante la puesta en marcha de la infraestructura antes mencionada. PARÁGRAFO <3o.> 2o. El GT deberá enviar el documento que acredite la existencia del vehículo jurídico implementado, dentro de los cuarenta y cinco (45) días siguientes contados a partir de la circular proferida por la CREG como entidad. Así mismo, para esa fecha deberá informar de manera oficial las OEF que cada planta térmica planea respaldar con GNI. PARÁGRAFO <4o.> 3o. En el caso en el que se presente más de un GT con la intención de proveer generaciones de seguridad, en un (as) área(s) conforme lo establezca la UPME, solo se determinará un ingreso regulado, para el GT que cuente con la mayor capacidad de generación total, calculada conforme a las plantas que lo conforman. PARÁGRAFO <5o.> 4o. Entre el período comprendido entre la constitución del GT y la etapa de cierre del proceso de selección del AI, nuevas plantas podrán ingresar a formar parte del GT, de acuerdo con lo informado por la UPME y publicado por la CREG en la Circular No. 031 de 2013 o aquella que la modifique, adicione o revoque. Así mismo, se podrán incrementar las
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OEF planeadas y declaradas inicialmente, por parte de los miembros inicialmente considerados en el GT, así como por aquellos que dentro del plazo antes mencionado, decidan ingresar. (Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 1 Num. 2) (Fuente: R CREG 144/16, Art. 2) (Fuente: R CREG 152/13, Art. 3)
SUBSECCIÓN 3 ESCOGENCIA DEL AGENTE COMERCIALIZADOR - AC Y EL AGENTE DE INFRAESTRUCTURA - AI ARTÍCULO 3.2.12.5.2.3.1. ESCOGENCIA DEL AGENTE COMERCIALIZADOR - AC Y EL AGENTE DE INFRAESTRUCTURA - AI. El GT una vez se constituya mediante el vehículo jurídico que consideren conveniente, deberá escoger el AC y el AI de la siguiente manera: (Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 1 Num. 3)
ARTÍCULO 3.2.12.5.2.3.2. EL AC. El GT podrá constituir o seleccionar mediante un proceso de selección objetiva, teniendo en cuenta los principios de eficiencia económica y transparencia, al AC, el cual será encargado de la compra del GNL en los mercados internacionales para contar con el gas natural en el evento de ser necesarias generaciones de seguridad, de conformidad con los contratos por el GT o sus miembros individualmente considerados. El AC deberá suscribir contratos de suministro de GNL con mínimo 1 agregador de reconocida experiencia en comercialización de GNL, el cual deberá contar con una experiencia mínima de tres (3) años en el mercado mundial de GNL agregando oferta y demanda, y que registre transacciones mayores a los máximos requerimientos anuales del GT para respaldo de sus OEF. Las condiciones de suministro y formación de los precios de GNL deben ser únicas y servirán tanto para el precio de GNI para respaldo de OEF como de generaciones de seguridad fuera de mérito. La formación de precios del GNL se establecerá bajo un proceso de selección objetiva realizado por el agregador o agregadores, proceso que debe estar enmarcado dentro de los principios de transparencia y eficiencia económica. En caso de que la generación de seguridad sea fuera de mérito el costo de suministro de combustible - CSC a reconocer, conforme a lo establecido en el Capítulo 3.2.12.1 o aquella que la modifique, adicione o sustituya, será el precio de GNL más el costo variable de regasificación a suministrar por el Agente de Infraestructura contratado más un margen de máximo de comercialización correspondiente al 1.67%. En todo caso a este combustible al momento de aplicar el Capítulo 3.2.12.1 el CSC podrá superar el precio máximo regulado para el gas natural en el punto de entrada del sistema. PARÁGRAFO 1o. En el evento de realizar generaciones de seguridad con el gas de pruebas proveniente de la puesta en marcha de la infraestructura de regasificación, el costo de suministro de combustible a reconocer será el resultante del proceso competitivo que en su momento sea adelantado y demostrado por parte del AI y validado mediante comunicación por parte del AC, el cual en todo caso no incluirá el margen de comercialización a que se refiere el presente numeral. Solo en ese evento podrá ser adelantada la negoción entre el AI y el AC.
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PARÁGRAFO 2o. El gas de pruebas proveniente de la puesta en marcha de la infraestructura de regasificación que se utilice para la generación en mérito se calculará entre el AI y el AC con base en el precio de bolsa de la energía eléctrica. (Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 1 Num. 3.1) (Fuente: R CREG 144/16, Art. 3) (Fuente: R CREG 152/13, Art. 4)
ARTÍCULO 3.2.12.5.2.3.3. EL AI. <Ítem modificado por el artículo 5 de la Resolución 152 de 2013. El nuevo texto es el siguiente:> El GT mediante un proceso de selección objetiva, deberá escoger al AI, el cual será el encargado de la construcción, administración, operación y mantenimiento de la infraestructura que prestará el servicio para el recibo de importaciones de GNL, almacenarlo, regasificarlo y colocarlo en un punto de entrada al SNT, para lo cual el GT o los miembros individualmente considerados del mismo deberán suscribir los contratos respectivos con el AI escogido. Para este fin, el GT deberá publicar en un diario de amplia circulación nacional, el aviso de apertura del proceso, para que todos los interesados tengan acceso libre a la consulta de los términos de referencia, en donde se establecerán todas las condiciones técnicas, económicas y de tiempos de la contratación, las cuales deben ser objetivas sin direccionar la selección a un proponente interesado; dejando en claro que la disponibilidad de la infraestructura será los 360 días al año y cumplir las exigencias de tiempo para redespacho de las plantas del GT, impartidas por parte del CND en caso de ser necesarias las generaciones de las plantas del GT durante el día de operación. Para obtener el valor eficiente de dicho contrato el GT utilizará el mecanismo del proceso de selección objetiva, el cual deberá tener en cuenta los siguientes criterios: i. Transparencia: entendida como la definición previa y aplicación de reglas explícitas y públicas para las empresas interesadas en participar en el proceso de selección. ii. Eficiencia económica: entendida como la escogencia de la propuesta de mínimo costo. iii. La apertura de los sobres que contienen las propuestas económicas, deberá realizarse mediante audiencia pública, a la cual podrán asistir todos y cada uno de los proponentes que hayan presentado oferta económica dentro del mencionado proceso de selección. iv. Para su aplicación se entenderá por información relevante la siguiente relacionada con las distintas actividades del proceso de selección objetiva: -- Documentos que evidencien la publicidad de las reglas del proceso de selección objetiva y de las eventuales modificaciones a las mismas. -- Descripción de las reglas utilizadas en el proceso de selección objetiva que evidencie que la escogencia del adjudicatario se basa en criterios de mínimo costo. -- Descripción de los procedimientos de aplicación de las reglas de escogencia del adjudicatario.
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-- Valores resultantes del proceso de adjudicación. Valores que corresponden a un costo variable de regasificación, el cual deberá ser expresado en US/Mpcd, cuya indexación deberá ser determinada por el GT y un valor anual, a dólares de la fecha de adjudicación, uniforme por diez (10) años. -- Un informe de auditoría en donde se dé fe de que el proceso de adjudicación del AI se sujetó a los principios de transparencia y eficiencia económica antes mencionados. v. El GT solicitará al AI los contratos de construcción de la infraestructura, junto con la curva S y el cronograma de construcción. El GT presentará estos documentos a la CREG, conforme se establece en el literal b. del numeral iv. del artículo 13 de la Resolución CREG 139 de 2011 o aquella que la modifique, adicione o sustituya. PARÁGRAFO 1o. La firma de auditoría deberá ser de carácter internacional y no deberá realizar actividades de revisoría fiscal en ninguno de los participantes en el proceso, ni en los miembros del GT. PARÁGRAFO 2o. El GT podrá solicitar diferentes alternativas de almacenamiento tales como tanques en tierra o barcos (FSU por sus siglas en inglés) que a la vez pueden tener facilidades para regasificar el GNL (FSUR por sus siglas en inglés), o una combinación entre ambos esquemas por etapas. No obstante, el GT deberá solicitar la misma capacidad mínima de almacenamiento para la presentación de las diferentes propuestas. PARÁGRAFO 3o. Para la puesta en marcha (commissioning) de la planta de regasificación, las responsabilidades de los agentes se definen a continuación: a) El AI y el transportador de manera conjunta, deberán enviar 20 días antes al inicio de la puesta en marcha de la planta de regasificación, al CNO gas, un plan de coordinación operativa para adelantar las pruebas de la planta de regasificación. En el mismo, se debe incluir la documentación donde de manera detallada se presente el proceso de coordinación, incluyendo el periodo de las pruebas propuesto. b) El CNO gas en concordancia con las funciones que desde el punto de vista normativo y regulatorio se le han asignado, deberá dentro de los 20 días anteriores a la puesta en marcha de la planta de regasificación, realizar las observaciones que considere pertinentes respecto del proceso que se haya propuesto por parte del AI y el transportador para adelantar las pruebas de la puesta en marcha de la planta de regasificación. c) El AI y el transportador serán responsables de ajustar el proceso propuesto acorde con los comentarios, solicitud de aclaraciones y sugerencias del CNO gas; a partir de dichos comentarios y sugerencias el AI y el transportador ajustarán el documento final del plan de pruebas. d) Con base en el documento final, durante el periodo de pruebas el CNO gas realizará la verificación del proceso. e) En todo caso el proceso de pruebas de la puesta en marcha de la planta de regasificación en ningún caso podrá utilizarse como justificación para restricciones de entrega e
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incumplimiento de nominaciones aprobadas, por parte del transportador, en cuyo caso se deberá aplicar las previsiones regulatorias y contractuales existentes. (Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 1 Num. 3.2) (Fuente: R CREG 144/16, Art. 4) (Fuente: R CREG 152/13, Art. 5)
SUBSECCIÓN 4 DETERMINACIÓN DEL INGRESO REGULADO ARTÍCULO 3.2.12.5.2.4.1. DETERMINACIÓN DEL INGRESO REGULADO. El ingreso regulado se determinará por parte de la CREG, así: i. Dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la entrega de la documentación exigida al GT en el numeral 3.2., la CREG determinará un ingreso regulado de carácter transitorio, aplicando la siguiente fórmula: Si la capacidad máxima en Mpcd del proyecto es superior a la capacidad de los Mpcd requeridos para las OEF, a ser respaldadas con GNI por parte del GT, se debe escalar el valor anual uniforme resultante del proceso de selección del proyecto de la siguiente manera:
Donde, Va´ VaPROYECTO
MpcdOEF MpcdPROYECTO
Valor anual del proyecto escalado Valor anual uniforme resultado del proceso de selección del proyecto a dólares de los Estados Unidos de América del mes de la fecha de adjudicación Requerimiento en Mpcd de GNI para respaldo de OEF del GT Máxima capacidad en Mpcd de GNI de la infraestructura de importación y regasificación
Una vez obtenido el valor anual del proyecto escalado, se procederá a determinar el valor de adjudicación en términos anuales (Va) de la siguiente manera:
MpcdUPME Máximo requerimiento en Mpcd de GNI para generaciones de seguridad definido por la UPME. En caso de que este valor sea superior a los MpcdOEF se tomará el valor de los MpcdOEF.
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Se calculará el VPN a partir del perfil de beneficios suministrado por la UPME con la siguiente fórmula:
Donde, Bupme i n
perfil de beneficios suministrado por la UPME Año correspondiente a cada perfil Número de periodos en años, que va desde 1 hasta 10
Para calcular el VaBENEFICIO, es decir el pago/anualidad se usará la siguiente fórmula:
Donde, VPN r
Valor Presente Neto del proyecto Tasa de descuento de mediano incentivo para la actividad de transporte. (Ver anexo 2)
A partir de lo anterior, se deberá hacer entonces la comparación entre el valor anual uniforme del perfil de beneficios con el valor anual de adjudicación. Se determinará conforme a lo siguiente:
Donde, IRT0 Ingreso Regulado Total en el mes de referencia para la fijación del valor de Va PROYECTO ii. Una vez los generadores que conforman el GT realicen sus declaraciones definitivas de OEF garantizadas con GNI, conforme a lo establecido en la Resolución CREG 61 de 2013 en resolución aparte, en el evento en que sean mayores o iguales quedará en firme el ingreso regulado y si son inferiores no quedará en firme el mismo. iii. La CREG determinará el ingreso regulado mediante resolución particular, la cual será enviada a XM, para que lo asigne entre los generadores del GT de acuerdo con la fórmula establecida en la presente resolución.
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(Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 1 Num. 4) (Fuente: R CREG 152/13, Art. 6)
SUBSECCIÓN 5 ASIGNACIÓN DEL INGRESO REGULADO ARTÍCULO 3.2.12.5.2.5.1. ASIGNACIÓN DEL INGRESO REGULADO. El ingreso regulado se asignará a cada uno de los generadores térmicos del GT, así:
IRim IRTm
i m OEF
n
Ingreso regulado para la planta i en el mes m Valor anual, en el mes m, de la remuneración por la disponibilidad de la máxima capacidad en MPCD requerida para suministrar el GNI a los generadores Planta y/o unidad térmica perteneciente al generador térmico que se compromete a respaldar OEF con GNI Mes para el que se calcula la asignación del ingreso regulado. Obligación de Energía Firme asignada de la planta y/o unidad térmica i en KWh/día de un generador que es o fue miembro del GT que cuente con un contrato vigente tanto con el AI como con el AC al momento de realizarse el pago del ingreso regulado. Número total de plantas y/o unidades térmicas que pueden prestar generaciones de seguridad forzadas con GNI en una o varias áreas operativas definidas por la UPME.
(Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 1 Num. 5) (Fuente: R CREG 152/13, Art. 7)
SUBSECCIÓN 6 AJUSTE MENSUAL DEL VALOR ANUAL DE LOS INGRESOS REGULADOS ARTÍCULO 3.2.12.5.2.6.1. AJUSTE MENSUAL DEL VALOR ANUAL DE LOS INGRESOS REGULADOS. El valor anual del ingreso regulado al que se refiere el artículo anterior se ajustará mensualmente conforme a la siguiente fórmula, en todo caso teniendo en cuenta la TRM del último día hábil del mes anterior a la realización del cálculo, así:
m Mes para el que se calcula el pago del ingreso regulado. IRTm Valor anual, en el mes m, de la remuneración por la disponibilidad de la máxima capacidad en MPCD requerida para suministrar el GNI a los generadores. IRTo Valor anual, en el mes m en dólares de los Estados Unidos en el mes de adjudicación, de
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la remuneración por la disponibilidad de la máxima capacidad en MPCD requerida para suministrar el GNI a los generadores. PPIm-1 PPI del mes m-1. PPIo PPI del mes de adjudicación. (Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 1 Num. 6)
SUBSECCIÓN 7 LIQUIDACIÓN Y RECAUDO ARTÍCULO 3.2.12.5.2.7.1. LIQUIDACIÓN Y RECAUDO. El operador del mercado - ASIC, en virtud de la Resolución 24 de 1995 o aquella que la modifique, adicione o sustituya, de manera mensual liquidará el IR, así como el valor del GNI, requerido para proveer generaciones de seguridad fuera de mérito. Este costo se le pasará a la demanda eléctrica a través de las “restricciones”. Para el valor del GNI requerido se tendrá en cuenta lo dispuesto para las generaciones fuera de mérito. Parágrafo. En relación con el costo del IR y su cobro a la demanda eléctrica a través de restricciones, se hace claridad que en este caso, lo que se hace es que el ASIC determina el costo total de estas y a prorrata de la demanda las liquida y de esa manera se facturan. (Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 1 Num. 7)
SUBSECCIÓN 8 REMUNERACIÓN DEL INGRESO MÁXIMO REGULADO ARTÍCULO 3.2.12.5.2.8.1. REMUNERACIÓN DEL INGRESO MÁXIMO REGULADO. El ASIC realizará la administración de cuentas de los recursos correspondientes a los miembros del GT individualmente considerados y que cuenten con contrato vigente tanto con el AI como con el AC considerando los mismos plazos y procedimientos establecidos en la Parte 3.2 y aquellas que la modifiquen adiciones o sustituyan. PARÁGRAFO. El Ingreso Regulado IR se reconocerá a partir de la entrada en operación del proyecto y hasta el 30 de noviembre de 2025. Para el primer mes de operación se reconocerá el IR en forma proporcional al número de días que efectivamente la planta haya estado en operación. No obstante si la entrada del proyecto es posterior al 30 de noviembre de 2017 no se tendrá derecho a percibir lo correspondiente al IR. (Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 1 Num. 8) (Fuente: R CREG 152/13, Art. 8)
SUBSECCIÓN 9 COMPENSACIÓN ARTÍCULO 3.2.12.5.2.9.1. COMPENSACIÓN. En caso de que el generador térmico miembro
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del grupo GT, no cumpla con el compromiso de realizar generaciones de seguridad fuera de mérito con GNI, deberá asumir los costos de las siguientes compensaciones: a) En el evento en que parte de las generaciones de seguridad se generen con combustible sustituto o gas natural nacional con un precio superior al costo de referencia del GNI, tan solo se le reconocerá el Costo de Suministro de Combustible (CSC) al precio de referencia del GNI declarado por el agente térmico correspondiente, acorde con los tiempos establecidos en el parágrafo 2o del artículo 3.2.12.1.1 o aquella que la modifique, adicione o sustituya. b) En el evento en que parte de las generaciones de seguridad GNI se generen con otro combustible sustituto con un precio inferior al costo de referencia del GNI, tan solo para los períodos en los cuales se generó con este sustituto el costo que por concepto de este haya cancelado en el día en que se debía honrar con ese compromiso, conforme se establece en el Capítulo 3.2.12.1 y aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan. (Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 1 Num. 9) (Fuente: R CREG 144/16, Art. 5)
SUBSECCIÓN 10 RETIRO DE GENERADORES TÉRMICOS ARTÍCULO 3.2.12.5.2.10.1. RETIRO DE GENERADORES TÉRMICOS. En el evento en que se dé el retiro por parte de uno o varios de los generadores que reciben ingreso regulado, el mismo se hará efectivo conforme está establecido en la Parte 3.16 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan. En este caso, deberá ceder a otro generador térmico que pueda proveer la misma máxima generación de seguridad que podía proveer el generador saliente. Ahora bien, en el evento en que uno de los mencionados generadores se le haya adelantado un proceso de liquidación judicial, el ingreso regulado que este esté recibiendo, será distribuido de manera proporcional entre los generadores restantes. (Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 1 Num. 10) (Fuente: R CREG 152/13, Art. 9)
SUBSECCIÓN 11 DISPONIBILIDAD DE GAS NATURAL IMPORTADO POR PARTE DEL AC ARTÍCULO 3.2.12.5.2.11.1. DISPONIBILIDAD DE GAS NATURAL IMPORTADO POR PARTE DEL AC. El AC podrá comercializar libremente contratos firmes de GNI para atención productores nacionales que lo requieran y de la demanda contingente de remitentes, para comercializar otro tipo de contrato para atención de la demanda no contingente de estos agentes, se deberá someter a la regulación establecida por la CREG para atención de la demanda de gas no térmica en el país. En el caso de agentes nacionales térmicos podrá pactar libremente el gas firme e interrumpible. (Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 1 Num. 11)
SECCIÓN 3
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PROPUESTA DE METODOLOGÍA DE CÁLCULO DE LA TASA DE RETORNO PARA REMUNERAR LA ACTIVIDAD DE CONFIABILIDAD EN GAS NATURAL (ANEXO 2)
SUBSECCIÓN 1 INTRODUCCIÓN (descripción no original) ARTÍCULO 3.2.12.5.3.1.1. INTRODUCCIÓN (descripción no original). Para remunerar la actividad de Confiabilidad de gas natural se utilizará la tasa de retorno utilizando la metodología que se describe a continuación: (Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 2)
SUBSECCIÓN 2 DEFINICIÓN DE VARIABLES ARTÍCULO 3.2.12.5.3.2.1. DEFINICIÓN DE VARIABLES. Las siguientes variables se utilizan en el cálculo de la tasa de retorno:
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(Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 2 Num. 1)
SUBSECCIÓN 3 FÓRMULAS A UTILIZAR ARTÍCULO 3.2.12.5.3.3.1. COSTO DE LA DEUDA. El costo de la deuda (rd) se calculará como el promedio aritmético de las tasas de interés reportadas mensualmente por los establecimientos bancarios a la Superintendencia Financiera de Colombia, para el “crédito preferencial” (i.e. con tasa preferencial), expresado en dólares.
La tasa obtenida a partir de los datos de la Superintendencia Financiera se ajustará teniendo en cuenta el spread que tienen los créditos a más largo plazo. Este spread se calculará como la diferencia entre el promedio de las tasas de interés para los créditos con plazos superiores a cinco años y el promedio de las tasas de interés sin desagregarlas en plazos, según la información sobre tasas de interés reportada en la página de Internet del Banco de la República. (Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 2 Num. 2.1)
ARTÍCULO 3.2.12.5.3.3.2. COSTO DEL CAPITAL PROPIO. El costo del capital propio (re) se calculará con la siguiente fórmula:
Donde:
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(Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 2 Num. 2.2)
ARTÍCULO 3.2.12.5.3.3.3. COSTO PROMEDIO PONDERADO DE CAPITAL (WACC). El Costo Promedio Ponderado de Capital (WACCd.i.) después de impuestos se calculará con la siguiente fórmula:
Antes de impuestos se calculará con esta fórmula:
Y en términos reales se calculará con esta fórmula:
(Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 2 Num. 2.3)
SUBSECCIÓN 4 FUENTES Y PERIODOS DE INFORMACIÓN ARTÍCULO 3.2.12.5.3.4.1. FUENTES Y PERIODOS DE INFORMACIÓN.
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(Fuente: R CREG 062/13, ANEXO 2 Num. 3)
TÍTULO 13 POR LA CUAL SE ESTABLECEN LOS CRITERIOS PARA LA ASIGNACIÓN ENTRE LOS AGENTES DEL SIN DE LOS COSTOS ASOCIADOS CON LAS GENERACIONES DE SEGURIDAD Y SE MODIFICAN LAS DISPOSICIONES VIGENTES EN MATERIA DE RECONCILIACIONES, COMO PARTE DEL REGLAMENTO DE OPERACIÓN DEL SIN
CAPÍTULO 1 DISPOSICIONES GENERALES ARTÍCULO 3.2.13.1.1. ASIGNACION DE LAS GENERACIONES DE SEGURIDAD Y DE LOS COSTOS DE RECONCILIACION POSITIVA. El costo de la generación asociada con Restricciones y Redespachos, exceptuando las Generaciones de Seguridad que suplen la prestación del Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia, será asignado en el siguiente orden: a) Los Costos Horarios de Reconciliación Positiva de la Generación de Seguridad que haya sido solicitada por un OR, por Restricciones Eléctricas, soporte de tensión, seguridad y calidad en la infraestructura de los STR y/o SDL con tensión de operación inferior al Nivel IV, serán asumidos por el OR solicitante. Los Costos Horarios de Reconciliación Positiva por Generaciones de Seguridad, asociada con Restricciones Eléctricas y/o requerimientos de soporte de reactivos en la infraestructura de los
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STR y/o SDL en el Nivel IV de tensión, se asignarán al OR correspondiente. Cuando exista más de un OR asociado con el requerimiento de esta generación forzada, el Costo Horario de Reconciliación Positiva se asignará en proporción a los ingresos por Cargos por Uso de Nivel IV de tensión, aprobados para los respectivos OR, aplicados a la demanda total de cada uno de ellos; b) Los Costos Horarios de Reconciliación Positiva de una Generación de Seguridad, asociada con Restricciones Eléctricas y/o soporte de voltaje del STN, se asignarán entre todos los comercializadores del SIN, a prorrata de su demanda comercial y a todos los enlaces internacionales a prorrata de la exportación. c) Los Costos Horarios de Reconciliación Positiva de una Generación de Seguridad, asociada con indisponibilidades en el Despacho Programado, de Activos de Conexión al STN que están incumpliendo con las metas de calidad establecidas en la regulación vigente, se asignarán de la siguiente forma: Propietario
El Activo de Conexión
Sirve OR´s y Generador(es)
del Activo
Sirve a OR´s conectados
conectados directamente
de Conexión
directamente
OR´s
Se asigna a los OR´s a prorrata de su demanda.
Se asigna a los OR´s y Generador(es) a prorrata de su demanda y de su Disponibilidad Comercial, respectivamente.
Si la Generación de Seguridad es suplida por el Generador(es) o por Generador(es) con vinculación económica con el Generador(es) propietario, se asigna al Generador(es) a prorrata de su Disponibilidad Comercial. Si la Generación de Seguridad no es suplida por el Generador(es) o por Generador(es) con vinculación económica con el Generador(es) propietario, se asigna al OR´s a prorrata de su demanda. Generador(es)
No Aplica
OR´s compartida con Generador(es) No Aplica
Se asigna a los OR´s y Generador(es) a prorrata de su demanda y de su Disponibilidad Comercial, respectivamente.
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Tercero
Se asigna a los OR´s a prorrata de su demanda.
Se asigna a los OR´s y Generador(es) a prorrata de su demanda y de su Disponibilidad Comercial, respectivamente.
"Para determinar la vinculación económica o la relación de beneficiario real, los Generadores informarán antes del primero de octubre de cada año a la CREG el estado de su vinculación económica con otros Generadores. De no hacerlo, la CREG establecerá la vinculación económica con la información disponible. "Cuando el activo de conexión esté cumpliendo con las metas de calidad establecidas en la regulación vigente, los Costos Horarios de Reconciliación Positiva se asignarán entre todos los comercializadores del SIN a prorrata de su demanda y a todos los enlaces internacionales a prorrata de la exportación; d) Los Costos Horarios de Reconciliación Positiva de una Generación de Seguridad, asociada con el cumplimiento del criterio de confiabilidad, se asignarán entre todos los comercializadores del SIN, a prorrata de su demanda comercial y a todos los enlaces internacionales a prorrata de la exportación. e) Los Costos Horarios de Reconciliación Positiva de una Generación de Seguridad atribuible a consideraciones de estabilidad del STN, se asignarán entre todos los comercializadores del SIN, a prorrata de su demanda comercial y a todos los enlaces internacionales a prorrata de la exportación. f) Los Costos Horarios de Reconciliación Positiva de una Generación de Seguridad, originada en Restricciones cuya eliminación o reducción esté asociada con una Importación de energía, se asignarán a los comercializadores del SIN a prorrata de su demanda comercial, g) Los Costos Horarios de Reconciliación Positiva de una Generación de Seguridad, asociada con Restricciones originadas en las exportaciones de energía, se asignarán de la siguiente manera: i) Restricciones ocasionadas por efecto de la exportación TIE, a través de un enlace internacional específico, su costo será asignado únicamente a este enlace; ii) Restricciones que no sean asignables a un enlace en particular, su costo será asignado a los enlaces internacionales a prorrata deen función de la exportaciónla participación de la generación de seguridad asociada con cada enlace en la sumatoria de la generación de seguridad asociada con cada uno de los enlaces,. h) Los Costos Horarios de Reconciliación Positiva por Restricciones, asociados con situaciones declaradas de Condiciones Anormales de Orden Público (CAOP), serán asignados a los comercializadores del SIN a prorrata de su demanda comercial y a todos los enlaces internacionales a prorrata de la exportación.
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i) Los Costos Horarios de Reconciliación Positiva, originadas en modificaciones al programa de generación solicitadas por el CND durante la operación, por razones diferentes a salidas forzadas de activos de los STR´s y/o SDL´s, se asignarán entre los comercializadores del SIN a prorrata de su demanda. Si el Redespacho tiene su origen en salidas forzadas de activos de los STR's y/o SDL's, los Costos Horarios de Reconciliación Positiva correspondientes, se asignarán al agente causante de la generación respectiva. Cuando exista más de un OR asociado con el requerimiento de esta generación forzada, el Costo Horario de Reconciliación Positiva se asignará en proporción a los ingresos por Cargos por Uso de Nivel IV de tensión, aprobados para los respectivos OR´s, aplicados a la demanda total de cada uno de ellos. j) Los Costos de Reconciliación Positiva asociados con desviaciones positivas del programa de generación según la reglamentación vigente, serán asignados a los comercializadores del SIN a prorrata de su demanda comercial y a todos los enlaces internacionales a prorrata de la exportación. k) Los Costos de Reconciliación Positiva no asociados con las causas establecidas en los literales anteriores, serán asignados a los comercializadores del SIN a prorrata de su demanda comercial y a todos los enlaces internacionales a prorrata de la exportación. En todo caso el ASIC informará a los agentes del Mercado Mayorista el origen de dicha reconciliación. Una vez la Comisión establezca el mecanismo aplicable a las transacciones internacionales de electricidad mediante contratos de largo plazo, se definirán los mecanismos de asignación de los costos horarios de reconciliación positiva de la generación de seguridad entre las TIE y los comercializadores que se encuentren exportando. (Fuente: R CREG 063/00, Art. 2) (Fuente: R CREG 051/09, Art. 12) (Fuente: R CREG 014/04, Art. 15) (Fuente: R CREG 004/03, Art. 45)
ARTÍCULO 3.2.13.1.2. ASIGNACION DE LOS COSTOS DE RECONCILIACION NEGATIVA. Para cada agente y para cada enlace internacional, se totalizan los Costos Horarios de Reconciliación Positiva y la asignación de los Costos de Prestación del Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia (AGC). Los Costos Horarios de Reconciliación Negativa se asignan entre dichos agentes y los enlaces internacionales, en proporción al total de Costos que se les haya asignado por concepto de Reconciliación Positiva y de AGC. (Fuente: R CREG 063/00, Art. 3) (Fuente: R CREG 014/04, Art. 16)
ARTÍCULO 3.2.13.1.3. Las empresas operadoras de STR y/o SDL que efectúen inversiones para eliminar o reducir Restricciones que originaban Generaciones de Seguridad, cuyos Costos de Reconciliación Positiva les hubieren sido asignados, podrán solicitar a la CREG modificaciones a sus Cargos por Uso vigentes, con el fin de remunerar adecuadamente tales inversiones, de acuerdo con la metodología establecida en la Resolución CREG-099 de 1997 , o aquellas normas que la modifiquen o sustituyan. (Fuente: R CREG 063/00, Art. 4)
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ARTÍCULO 3.2.13.1.4. NUEVAS INVERSIONES EN STN. Cuando por atrasos en la entrada en operación comercial de un proyecto, atribuible al ejecutor del mismo, no haya sido posible la eliminación prevista de una Restricción, o se presenten Restricciones cuya eliminación hubiera sido posible con la entrada en operación del respectivo proyecto, los Costos Horarios de la Reconciliación Positiva correspondientes, que se presenten con posterioridad a la fecha original de entrada del proyecto, se asignarán al Operador Económico potencial del proyecto respectivo. Cuando existan dos o más proyectos asociados con la misma Restricción, los Costos Horarios de la Reconciliación Positiva correspondientes, que se presenten con posterioridad a la fecha original de entrada de los proyectos, se asignarán entre los Operadores Económicos potenciales a prorrata del Ingreso Anual. (Fuente: R CREG 063/00, Art. 5)
ARTÍCULO 3.2.13.1.5. Reconciliaciones aplicables por concepto de Generaciones de Seguridad (no asociadas con la Prestación del Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia) y Redespachos. Los Costos Horarios de Reconciliación para las plantas que no tienen asignación de AGC se calculan de la siguiente manera: Si para un generador su producción real excede a la generación del despacho ideal, la cuenta de éste por reconciliaciones se incrementará con el valor correspondiente a esta diferencia, liquidada así: REC = PR x (Generación Real - Generación Ideal) Donde:
donde: Pit: Precio de Bolsa Internacional en la hora t-ésima, cuando las reconciliaciones se causan, total o parcialmente por Generaciones de Seguridad debidas a exportaciones de energía. Precio de Bolsa Doméstico, para todos los demás casos. Pot: Precio de Oferta del Generador en la hora t-ésima. Si para un generador su producción real es inferior a la generación del despacho ideal, la cuenta de éste por reconciliaciones se decrementará con el valor correspondiente a esta diferencia, de la siguiente manera: REC = PR x (Generación Real - Generación Ideal) PR = Pot. donde:
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Pot:
Precio de Oferta del Generador en la hora t-ésima.
PARAGRAFO 1o. Cuando en alguna de las veinticuatro (24) horas del despacho, un generador resulte con Generación de Seguridad Fuera de Mérito y en ninguna de las 24 horas resulte despachado en mérito, los precios de oferta que haya efectuado para el despacho en mención, deberán permanecer inalterables para los siguientes siete (7) despachos diarios a partir del día en que se verifique que el generador se encuentra en esta condición. Para verificar esta condición se utilizará la primera liquidación realizada por el ASIC para el despacho ideal de cada día de operación. El ASIC informará al CND y a los agentes que les aplique esta condición antes de la hora del cierre de ofertas para el despacho económico siguiente a la publicación de la información del despacho ideal utilizado. Esta disposición no aplica a los generadores cuyo precio de oferta haya sido intervenido en el despacho correspondiente, según lo establecido en la Resolución CREG-018 de 1998 o las normas que la modifiquen, sustituyan o complementen. PARAGRAFO 2o. El Comité Asesor de Comercialización remitirá a la CREG trimestralmente, un informe detallado sobre la Generación de Seguridad a la cual le haya sido aplicada la disposición establecida en el Parágrafo anterior. Así mismo, el CND remitirá trimestralmente al Comité Asesor de Planeamiento de la Transmisión, una evaluación económica de las inversiones alternativas que permitirían levantar las restricciones asociadas con este tipo de generación, teniendo en cuenta el costo histórico de las mismas. PARAGRAFO 3o. Cuando el precio de oferta efectuado por un generador para suplir generación forzada, iguale o supere la señal del "Precio Umbral" (Costo de Racionamiento), el agente generador respectivo, presentará ante la CREG el soporte de costos correspondiente, que deberá responder a la reglamentación vigente en materia de ofertas. (Fuente: R CREG 063/00, Art. 6)
TÍTULO 14 POR LA CUAL SE ESTABLECEN LAS REGLAS COMERCIALES APLICABLES AL SERVICIO DE REGULACIÓN SECUNDARIA DE FRECUENCIA, COMO PARTE DEL REGLAMENTO DE OPERACIÓN DEL SIN
CAPÍTULO 1 DISPOSICIONES GENERALES ARTÍCULO 3.2.14.1.1. OBLIGATORIEDAD COMERCIAL DE LA PRESTACION DEL SERVICIO DE REGULACION SECUNDARIA DE FRECUENCIA. Todo generador despachado centralmente será responsable comercialmente de contribuir con una potencia en giro, que será proporcional a la potencia despachada en cada hora. La proporción de la potencia en giro se denominará Holgura (H%) y será igual, en porcentaje, para todas las plantas y/o unidades de generación despachadas centralmente en la hora correspondiente. (Fuente: R CREG 064/00, Art. 1)
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ARTÍCULO 3.2.14.1.2. CONTRIBUCION EFECTIVA A LA POTENCIA EN GIRO. Para la prestación del servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia, las unidades y/o plantas de generación deberán cumplir con lo establecido en la Resolución CREG-198 de 1997 o aquellas normas que la modifiquen, complementen o sustituyan. PARAGRAFO. La prestación del Servicio de AGC continuará regida por las disposiciones establecidas en la Resolución CREG-198 de 1997. El Consejo Nacional de Operación - CNO, antes del 31 de enero del año 2001, deberá efectuar un diagnóstico sobre los resultados obtenidos con la aplicación de la Resolución mencionada y podrá proponer a la CREG la modificación de las normas actuales, en lo posible flexibilizando los requisitos técnicos de tal manera que sea posible aumentar la oferta de AGC que actualmente tiene el Sistema. (Fuente: R CREG 064/00, Art. 2)
ARTÍCULO 3.2.14.1.3. CONTRIBUCION COMERCIAL A LA POTENCIA EN GIRO. La contribución comercial a la Potencia en Giro por parte de cada uno de los generadores, se determinará conforme a lo establecido en el artículo 5o. de la presente resolución . PARAGRAFO. Los únicos generadores que pueden asumir y por lo tanto registrar los Contratos de Traspaso de Holgura de que habla el artículo 5o. y el Anexo de la presente Resolución , son aquellos elegibles para prestar el Servicio de AGC, en los términos establecidos en el artículo anterior. El generador que se haya comprometido en Contratos de Traspaso de Holgura, será comercialmente responsable de suplirla con independencia de que sea o no despachado. Los Contratos de Traspaso de Holgura correspondientes, deberán ser registrados ante el ASIC. En el Anexo de la presente Resolución se definen los aspectos procedimentales relacionados con los Contratos de Traspaso de Holgura. Estos contratos deberán tener como objeto exclusivo el traspaso de holgura. (Fuente: R CREG 064/00, Art. 3)
ARTÍCULO 3.2.14.1.4. RECONCILIACION DEL SERVICIO DE REGULACION SECUNDARIA DE FRECUENCIA. Las plantas y/o unidades de generación a las que se les haya asignado el Servicio de AGC serán objeto de reconciliación, con independencia de que su precio de oferta resulte o no en mérito. El esquema de Reconciliación aplicable a cada planta y/o unidad de generación con asignación de AGC, se establece a continuación: Sean: H:
Holgura horaria requerida por el Sistema, establecida por el CND y expresada en MW.
HO:
Potencia asociada con la Holgura horaria asignada al Generador por el CND, de acuerdo con la reglamentación vigente para el Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia. Expresada en MW.
Gp:
Generación Programada para los generadores despachados centralmente.
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GP :
Modificaciones a la Generación Programada, solicitadas por el CND durante la operación, para los generadores despachados centralmente.
REC: Reconciliación en la Bolsa. PR:
Precio de Reconciliación.
Gr:
Generación Real de la planta y/o unidad de generación con AGC asignado.
G i:
Generación Ideal de la planta y/o unidad de generación con AGC asignado.
HO: Modificación al HO solicitadas por el CND durante la operación. Expresada en MW. %DA: Porcentaje de Desviación Admisible establecido en la regulación vigente. CERE: Costo Equivalente Real en Energía del Cargo por Confiabilidad. Las plantas y/o unidades de generación que presten el Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia son objeto de Reconciliación por este Servicio. Para la aplicación de los conceptos anteriores se tendrán en cuenta los siguientes criterios y expresiones: I. Plantas y/o Unidades de Generación que no prestaron efectivamente el Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia, aun cuando hayan tenido asignación de AGC:
Se aplicará el cobro por concepto de la Desviación respectiva. II. Plantas y/o Unidades de Generación que prestaron efectivamente el Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia: a)
Se aplicará el cobro por concepto de la Desviación respectiva medida con respecto a
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b)
El término PAGO es igual al precio de bolsa nacional para plantas hidráulicas. Para plantas térmicas será el máximo entre el precio de bolsa nacional y el precio de reconciliación positiva determinado con el Capítulo 3.2.12.1. El término DPAGC será igual al CERE que se tomará como un precio máximo hasta tanto la CREG no desarrolle una subasta para definir dicho valor, teniendo en cuenta la concurrencia. El término PR para REC < 0 y REC > 0 contenido en las expresiones de los literales a) y b) se calculará según el Capítulo 3.2.12.1 o aquellas que la modifiquen o sustituyan". PARÁGRAFO 1o. La modificación durante la operación de la Holgura, (AHO), se hará en proporción al tiempo efectivo de duración de cada Holgura (HO) dentro de la hora respectiva. PARÁGRAFO 2o. A los ajustes AGp y convertirlos a valores enteros.
HO se les aplicará la función redondeo para
PARÁGRAFO 3o. Teniendo en cuenta que la prestación del Servicio de AGC se efectúa a nivel de Unidad y que para el caso de las plantas de generación las Reconciliaciones se efectúan para toda la planta, para efectos de calcular las Reconciliaciones establecidas en el presente artículo, se deberán agregar previamente los valores correspondientes a cada una de las Unidades que conforman la respectiva planta. PARÁGRAFO 4o. Los conceptos de GP y GP aquí definidos se extienden para todos los efectos comerciales en el Mercado Mayorista. (Fuente: R CREG 064/00, Art. 4) (Fuente: R CREG 027/16, Art. 1) (Fuente: R CREG 076/09, Art. 8) (Fuente: R CREG 051/09, Art. 15)
ARTÍCULO 3.2.14.1.5. ASIGNACION DE COSTOS DEL SERVICIO DE REGULACION SECUNDARIA DE FRECUENCIA. La asignación de los costos asociados con el Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia se efectuará, de acuerdo con las siguientes reglas: La asignación de los Costos Horarios por concepto de AGC se realiza entre los generadores despachados centralmente, teniendo en cuenta: Para cada agente generador registrado ante el ASIC, horariamente se define: RC = HOP + HOT - HOE RC:
Responsabilidad Comercial de cada agente generador frente al Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia (MW).
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HOP: Potencia asociada con la Holgura Propia de las plantas y/o unidades de generación despachadas (MW). HOT: Potencia asociada con la Holgura asumida en contratos de traspaso (MW). HOE: Potencia asociada con la Holgura entregada en contratos de traspaso (MW). Se tiene:
j:
Número de plantas y/o unidades de generación con asignación de Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia en la hora respectiva.
i:
Número de plantas y/o unidades de generación despachadas centralmente en la hora respectiva.
Gp:
Generación Programada para los generadores despachados centralmente.
Gp: Modificaciones a la Generación Programada, solicitadas por el CND durante la operación, para los generadores despachados centralmente. El valor de la sumatoria del Servicio de AGC, calculado en el artículo 4o. de la presente Resolución, se distribuye en proporción a la Responsabilidad Comercial (RC) de cada planta y/o unidad de generación, calculada en el presente artículo. Los Costos de Reconciliación Negativa serán acreditados de acuerdo con lo establecido en la reglamentación vigente. El ASIC facturará horariamente, para cada agente del mercado que preste el Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia, el valor neto entre la remuneración del Servicio de AGC (Artículo 4o. de la presente resolución) y la Responsabilidad Comercial calculada en el presente artículo. (Fuente: R CREG 064/00, Art. 5)
CAPÍTULO 2 CONTRATOS DE TRASPASO DE HOLGURA (CTH) (ANEXO)
SECCIÓN 1 TIPO DE CONTRATO ARTÍCULO 3.2.14.2.1.1. TIPO DE CONTRATO. Los CTH serán tipo Pague lo Demandado. (Fuente: R CREG 064/00, ANEXO Num. 1)
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SECCIÓN 2 PROCESO DE REGISTRO Y CONCILIACIÓN ARTÍCULO 3.2.14.2.2.1. PLAZOS PARA EL REGISTRO. El registro de los CTH se hará con sujeción a la regulación vigente en materia de plazos para el registro de contratos. (Fuente: R CREG 064/00, ANEXO Num. 2.1)
ARTÍCULO 3.2.14.2.2.2. OBSERVACIONES Y MODIFICACIONES. Una vez se dé inicio a la ejecución de un CTH, los agentes involucrados deberán reportar las inconsistencias encontradas en la liquidación realizada por el ASIC, conforme a los plazos y procedimientos definidos para la revisión de la información de la liquidación que publica el ASIC. (Fuente: R CREG 064/00, ANEXO Num. 2.2)
ARTÍCULO 3.2.14.2.2.3. CESIÓN DE CTH. La cesión de los CTH de un generador a otro, se debe reportar con una anticipación mínima de dos (2) días calendario a la fecha de aplicación de la cesión. El documento de cesión deberá estar debidamente firmado por las partes interesadas. (Fuente: R CREG 064/00, ANEXO Num. 2.3)
ARTÍCULO 3.2.14.2.2.4. TERMINACIÓN ANTICIPADA DE CTH. En caso de terminación anticipada de un CTH, es obligación de las partes involucradas informar con una anticipación mínima de siete (7) días calendario a la fecha de finalización del Contrato, para que el administrador del SIC deje de considerarlo en la liquidación del Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia. Cuando la terminación anticipada se origina en una de las causales establecidas en el Contrato, la solicitud de terminación podrá ser presentada solamente por la parte cumplida, explicando y documentando claramente la causa de terminación que origina la solicitud. El administrador del SIC informará a los agentes del mercado mayorista involucrados, sobre la terminación del contrato. (Fuente: R CREG 064/00, ANEXO Num. 2.4)
ARTÍCULO 3.2.14.2.2.5. PROCEDIMIENTO PARA LIQUIDACIÓN. La liquidación de los CTH se realizará en los mismos períodos de liquidación definidos para las transacciones de energía en el Sistema de Intercambios Comerciales y cumpliendo con la reglamentación vigente para el Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia. (Fuente: R CREG 064/00, ANEXO Num. 2.5)
TÍTULO 15 POR LA CUAL SE DICTAN NORMAS SOBRE FUNCIONAMIENTO DEL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA, RELACIONADAS CON LA GENERACIÓN TERMOELÉCTRICA A GAS NATURAL EN CONDICIONES DE RACIONAMIENTO PROGRAMADO DE GAS NATURAL
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ARTÍCULO 3.2.15.1. GENERACIÓN TERMOELÉCTRICA EN CONDICIONES DE RACIONAMIENTO PROGRAMADO DE GAS NATURAL. La generación termoeléctrica a gas natural en condiciones Racionamiento Programado de gas natural, que resulte de aplicar el criterio de eficiencia según el valor del consumo térmico específico declarado por los generadores al Centro Nacional de Despacho, CND, cuyo precio de oferta sea superior al precio de bolsa, se considerará Generación de Seguridad Fuera de Mérito para efectos de su remuneración. Para ello se deberá verificar lo siguiente: 1. Declaración de Racionamiento Programado de gas natural, por parte de la autoridad competente, en la cual se establezca la eficiencia térmica como criterio de despacho. 2. Valoración de la información necesaria para establecer el criterio de eficiencia térmica, por parte del Centro Nacional de Despacho, CND. 3. Valoración, por parte del CND, de los criterios señalados en los numerales anteriores para establecer la existencia de un despacho por seguridad de los respectivos generadores. PARÁGRAFO. Los Costos Horarios de Reconciliación Positiva de la generación termoeléctrica a gas natural ante Racionamiento Programado, considerada Generación de Seguridad Fuera de Mérito, se asignarán entre todos los comercializadores del SIN a prorrata de su demanda. (Fuente: R CREG 024/06, Art. 1)
PARTE 3 POR LA CUAL SE DICTAN REGLAS SOBRE LA PARTICIPACIÓN EN LAS ACTIVIDADES DE GENERACIÓN, DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN DE ELECTRICIDAD Y SE FIJAN LÍMITES A LA PARTICIPACIÓN ACCIONARIA ENTRE EMPRESAS CON ACTIVIDADES COMPLEMENTARIAS
TÍTULO 1 DISPOSICIONES GENERALES (descripción no original) ARTÍCULO 3.3.1.1. LIMITES A LA PARTICIPACION EN LA ACTIVIDAD DE COMERCIALIZACION. Ninguna empresa podrá tener, directa o indirectamente, una participación superior al 25% en la actividad de comercialización de electricidad, calculada de la siguiente manera: El Porcentaje de Participación Directa de una empresa en la actividad de comercialización se calculará como el cociente, multiplicado por cien, entre la Demanda Comercial de la empresa, incluida la cantidad que ella atiende de la Demanda No Doméstica, y la suma de la Demanda Total y la Demanda No Doméstica. El resultado se aproximará al número entero más cercano según el método científico de redondeo. En el cálculo de este porcentaje se empleará la información suministrada por el Centro Nacional de Despacho, medida en kilovatios hora (kWh), para los doce (12) meses anteriores al mes en que se realice dicho cálculo. En él sólo se tendrá en cuenta la demanda de los últimos doce (12) meses de los usuarios atendidos por la respectiva empresa en el momento
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de hacer el cálculo. PARÁGRAFO 1o. Para calcular el límite al que se refiere este artículo, al Porcentaje de Participación Directa que tenga la empresa en la actividad de comercialización, se sumará el Porcentaje de Participación Directa en esta actividad de otras empresas con quienes tenga una relación de control, ya sea en calidad de matriz, filial, subsidiaria o subordinada de acuerdo con lo previsto por la legislación comercial. En casos de integración entre empresas para el cálculo del límite se tendrán en cuenta las participaciones de dichas empresas a partir del momento en que se consolide la relación de control entre ellas. PARÁGRAFO 2o. Si la empresa supera el límite de participación definido, tendrá un plazo máximo de un año, contado a partir del momento en que supere el límite para adoptar las medidas necesarias para ajustar su participación en el mercado. (Fuente: R CREG 128/96, Art. 4) (Fuente: R CREG 024/09, Art. 1)
ARTÍCULO 3.3.1.2. LIMITES A LA PARTICIPACION ACCIONARIA EN EL CAPITAL DE UNA EMPRESA GENERADORA O COMERCIALIZADORA. A partir del vencimiento del plazo previsto en el artículo 8o de la presente resolución, ninguna empresa generadora podrá tener acciones, cuotas o partes de interés social que representen más del veinticinco por ciento (25%) del capital social de una empresa distribuidora. Igual regla se aplicará a las empresas distribuidoras que tengan acciones, cuotas o partes de interés en el capital social de una empresa generadora. Para los efectos de este artículo el concepto empresa no incluye a las personas vinculadas o subordinadas económicas de la empresa que realiza la inversión o adquiere las acciones. PARAGRAFO. En el evento de que una empresa constituida antes del 12 de julio de 1994 desarrolle en forma combinada la generación con la distribución de electricidad y opte por escindirse antes del 1o. de enero del año 2002, las empresas generadoras o distribuidoras de electricidad que surjan como efecto directo e inmediato de la escisión, no estarán sujetas, entre sí, a los límites dispuestos en el presente artículo y las participaciones de capital entre ellas podrán mantenerse sin que les aplique lo dispuesto en el artículo 8o. de la presente resolución. Las empresas generadoras o distribuidoras de electricidad a que se refiere el inciso anterior, quedarán sujetas a los límites del presente artículo respecto a su participación en el capital de empresas generadoras o distribuidoras ajenas a las que resulten de la escisión. PARÁGRAFO. Una empresa Distribuidora podrá tener acciones, cuotas o partes de interés social que representen más del veinticinco por ciento (25%) del capital social de una empresa integrada que desarrolle conjuntamente las actividades de distribución, comercialización y generación de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional siempre y cuando no supere el 2% de participación en la actividad de generación de electricidad, calculada conforme a lo establecido en el artículo 3.3.3.2 de esta resolución. Si la empresa integrada, con corte a 31 de diciembre de cada año, supera el límite establecido en este parágrafo, el distribuidor que tiene acciones, cuotas o partes de interés en el capital de aquella, deberá enajenar, dentro de los seis meses siguientes a la ocurrencia de este hecho, las acciones, cuotas o partes de interés que superen el veinticinco por ciento (25%) del capital social de la empresa integrada, salvo que dentro del mismo plazo la empresa integrada venda
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los activos de generación con los cuales supera el límite del 2% de participación en la actividad de generación. (Fuente: R CREG 128/96, Art. 6) (Fuente: R CREG 095/07, Art. 3)
ARTÍCULO 3.3.1.3. APLICACIÓN DE CONCEPTOS. Para efectos de determinar la participación de una empresa en el mercado, de acuerdo con lo dispuesto en los artículos 3, 4 y 5 de la Resolución CREG 128 de 1996 se tendrá en cuenta los conceptos de vinculación económica de la manera como se determina en el Título 3.3.1 y la legislación comercial y tributaria, y el de beneficiario real que se establecen en la presente resolución. Cuando quiera que exista un interés común frente al manejo, control o participación accionaria, ya sea entre personas, empresas o accionistas, en figuras como los consorcios, uniones temporales, acuerdos de riesgo compartido o similares a cualquiera de estas, la CREG deberá determinar si tal posición viola lo dispuesto en la presente Resolución o en el Título 3.3.1. (Fuente: R CREG 065/98, Art. 2)
ARTÍCULO 3.3.1.4. DEBER DE INFORMACION PERIODICA. Todas las empresas del sector deberán reportar a la CREG su composición accionaria, indicando su situación de controlada y/o controlante, y la forma como se ejerce el control de la empresa, de acuerdo con los formatos que para el efecto determine el Director Ejecutivo. (Fuente: R CREG 065/98, Art. 3)
ARTÍCULO 3.3.1.5. DEBER DE INFORMACION. Cuando quiera que las empresas existentes, sus matrices o subordinadas adquieran una participación en el capital accionario de otra empresa de distribución, comercialización o generación, deberán informarlo a la CREG dentro de un plazo de 15 días hábiles posteriores a la fecha de realizar la oferta correspondiente, o la transacción. En este sentido, la CREG podrá pronunciarse sobre la transacción frente a las Resoluciones de la CREG de las que trata la presente resolución y las demás que las modifiquen, o adicionen, para lo cual tendrá en cuenta el concepto de Beneficiario Real. Este pronunciamiento no implicará aprobación o autorización para realizar la transacción. La información deberá estar acompañada de los documentos que la sustenten, de la manera como lo determine mediante circular el Director Ejecutivo. Tales documentos tendrán el carácter de reservado. La CREG cuando encuentre que existe una violación de las disposiciones regulatorias, oficiará copia a la Superintendencia de Servicios Públicos para la imposición de las sanciones correspondientes. En caso de que exista una violación de las disposiciones legales o regulatorias, la CREG podrá requerir a la empresa a presentar un plan de ajuste a los límites de participación establecidos en la regulación. La CREG determinará, cuando así lo considere necesario, en ejercicio de las facultades establecidas en el artículo 73.25 y 74 de la ley 142 de 1994, los mecanismos a través de los cuales la empresa debe ajustarse a los límites establecidos en la Resolución, y las normas de comportamiento diferencial a las que hubiere lugar, para evitar el abuso de posición dominante. Todo lo anterior, sin perjuicio de las sanciones a que hubiere lugar.
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(Fuente: R CREG 065/98, Art. 4)
ARTÍCULO 3.3.1.6. DEBER DE INFORMACIÓN. Todas las empresas del sector deberán reportar a la CREG cualquier modificación en su situación de control o subordinación en cuanto esta ocurra. (Fuente: R CREG 001/06, Art. 9)
TÍTULO 2 ADOPTA OTRAS DISPOSICIONES EN MATERIA DE COMPETENCIA EN EL MERCADO MAYORISTA DE ELECTRICIDAD ARTÍCULO 3.3.2.1. Sin perjuicio de la aplicación de las normas sobre participación en la actividad de generación establecidas en el Título 3.3.3, y las demás que la adicionen o modifiquen, ninguna persona natural o jurídica podrá incrementar, directa o indirectamente, su Participación en el Mercado de Generación mediante operaciones relacionadas con adquisición de Participación en el Capital o en la Propiedad o de cualquier otro Derecho, o con cualquier otro tipo de adquisición o fusiones o forma de integración empresarial, cuando el total de los MW de la Disponibilidad Promedio Anual que resulten de aplicar lo dispuesto en los parágrafos del presente artículo, sea superior a la Franja de Potencia calculada por la Comisión de Regulación de Energía y Gas con la información disponible, de acuerdo con lo definido en esta resolución. PARÁGRAFO 1o. Para aplicar lo dispuesto en este artículo, a la totalidad de los MW de la Disponibilidad Promedio Anual que tenga directa o indirectamente, la de las representadas ante el MEM y las operadas por la empresa, y la de las pertenecientes, representadas u operadas por otras con quienes tenga una relación de control, ya sea en calidad de matriz, filial, subsidiaria o subordinada de acuerdo con lo previsto en el Decreto 2153 de 1992 o en la legislación comercial, se le sumarán los MW equivalentes de la transacción u operación, calculados de acuerdo con la siguiente fórmula: Donde:
MWv:
MW equivalentes a la transacción u operación. Variable binaria que es uno (1) cuando cualquier tipo de adquisición, fusión : o integración da control a la empresa que la adquiere y cero (0) cuando la operación de integración no da control a la empresa, conforme a lo indicado en el Decreto 2153 de 1992 o en la legislación comercial. MWev: Disponibilidad Promedio Anual de las plantas y/o unidades de generación pertenecientes, representadas u operadas por la Empresa que hace parte de la operación de integración. MWec: Disponibilidad Promedio Anual de las plantas y/o unidades de generación pertenecientes, representadas u operadas por las Empresas controladas por
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ec:
la Empresa que hace parte de la operación de integración. Empresa con la que se tiene relación de control según lo señalado en el Decreto 2153 de 1992 y en la legislación comercial.
PARÁGRAFO 2o. Cuando se trate de adquisición, a cualquier título, de activos de generación que estén en operación o que hayan estado en operación en el año inmediatamente anterior en el Mercado Mayorista, que no involucre adquisición de Participación en el Capital o en la Propiedad de una Empresa, se sumará a la totalidad de los MW de la Disponibilidad Promedio Anual que tenga directa el adquirente o usufructuario, la Disponibilidad Promedio Anual de los activos de generación que se pretenda adquirir. PARÁGRAFO 3o. Quien habiendo participado en alguna operación de las que trata este artículo, no hayan obtenido el control de la empresa, no podrá incrementar su participación en el mercado de generación mediante la celebración de contratos, acuerdos, convenios, arreglos o cualquier otro tipo de concertación jurídica o económica que aunque no se constituya como una operación de integración tenga como resultado otorgar el control de la empresa involucrada en la operación de integración permitiéndole determinar el uso de los activos de generación o disponer de la energía asociada a dichos activos en el Mercado Mayorista de la energía. (Fuente: R CREG 042/99, Art. 3) (Fuente: R CREG 101/10, Art. 2)
ARTÍCULO 3.3.2.2. PROCESOS DE INTEGRACIÓN. En los procesos de integración empresarial se observarán las siguientes reglas respecto de las disposiciones de promoción de la competencia y prácticas comerciales restrictivas: a) Operaciones que deben ser informadas: En los términos previstos en la legislación vigente, los casos de fusión, consolidación, integración o adquisición de control, deberán ser informados, previamente, a la autoridad competente. Se entenderá que existirá control cuando una de las entidades adquiera respecto de otra u otras las posibilidades señaladas en el numeral 4 del artículo 45 del Decreto 2153 de 1992. b) Entidad a la que debe ser informada la operación de integración: La operación deberá ser informada a la Superintendencia de Industria y Comercio o al Superintendente de Industria y Comercio en los términos del Artículo 7 del Decreto 1165 de 1999, según corresponda. c) Información y documentos que deben allegarse: La información de la operación deberá hacerse en los términos y acompañarse de la documentación que la Superintendencia de Industria y Comercio haya señalado de manera general en desarrollo de lo previsto en el Artículo 240 del Decreto 1122 de 1999. d) Causales de objeción: El Superintendente de Industria y Comercio deberá objetar las operaciones de integración que le sean informadas, cuando: 1. Tiendan a producir una indebida restricción a la libre competencia en los términos del Parágrafo del Artículo 4 de la Ley 155 de 1959. Se entenderá que se presenta esa indebida restricción, entre otros, si se dan los supuestos de los Artículos 5 y 8 del Decreto 1302 de 1964: o;
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2. Sean el medio para obtener posición de dominio en el mercado, según lo señalado en el Artículo 239 del Decreto 1122 de 1999. Se entenderá que se presenta posición de dominio cuando se configure lo previsto en el Numeral 5 del Artículo 45 del Decreto 2153 de 1992. (Fuente: R CREG 042/99, Art. 4)
ARTÍCULO 3.3.2.3. Sin perjuicio de las prohibiciones establecidas en las Leyes 142 y 143 de 1994, las personas naturales o jurídicas que participen directa o indirectamente en el capital o en la propiedad de empresas generadoras o comercializadoras, o que sean empresas generadoras o comercializadoras, deberán abstenerse de ejecutar conductas constitutivas de competencia desleal, celebrar todo tipo de Acuerdos, realizar todo tipo de Actos o desarrollar conductas que afecten la libre competencia en el Mercado Mayorista de Electricidad en la forma como lo prevén la Ley 155 de 1959, el Decreto 2153 de 1992 , la Ley 256 de 1996 y el artículo 6o. de la Resolución CREG-056 de 1994 y demás normas que las complementen, adicionen o sustituyan. PARAGRAFO 1. Dentro de los treinta (30) días siguientes a la fecha de vigencia de la presente Resolución, el representante legal de cada una de las empresas de generación y comercialización y sus Inversionistas, deberán, sin excepción, certificar por escrito a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, bajo la gravedad del juramento y con la consecuente responsabilidad penal atribuida por el Artículo 43 de la Ley 222 de 1995, que la Empresa o el Inversionista no hacen parte de Acuerdos verbales o escritos ni realizan Actos o Conductas que vulneren las normas señaladas en el presente Artículo. Con los mismos alcances deberán proporcionar a la Comisión, cuando esta lo solicite, un certificado que acredite el cumplimiento de las obligaciones a que se refiere este Artículo, durante el período que siguió al último certificado expedido de esta clase. PARAGRAFO 2. Cuando la Comisión de Regulación de Energía y Gas considere que una empresa ejerce poder de mercado en el Mercado Mayorista, podrá establecer reglas de comportamiento diferencial aplicables a dicha empresa. (Fuente: R CREG 042/99, Art. 5)
ARTÍCULO 3.3.2.4. SOLICITUDES DE INFORMACIÓN. La Comisión de Regulación de Energía y Gas selectivamente pedirá información amplia, exacta, veraz y oportuna a las Empresas que desarrollan las actividades de generación y comercialización y/o a sus Inversionistas, sobre los Acuerdos verbales o escritos que hayan celebrado o que celebren. La Comisión de Regulación de Energía y Gas solicitará a las autoridades competentes las investigaciones y sanciones correspondientes, cuando tenga indicios de que se han violado las normas señaladas en el Artículo 5o. de esta Resolución. (Fuente: R CREG 042/99, Art. 6)
TÍTULO 3
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POR LA CUAL SE DICTAN NORMAS SOBRE LA PARTICIPACIÓN EN LA ACTIVIDAD DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA ARTÍCULO 3.3.3.1. REGULACIÓN DIFERENCIAL SEGÚN LA PARTICIPACIÓN DEL AGENTE EN LA ACTIVIDAD DE GENERACIÓN ELÉCTRICA Y LA CONCENTRACIÓN DEL MERCADO. a) Cuando la participación de un generador, en la actividad de generación eléctrica, sea mayor o igual a 25% e inferior a 30%, y, el Indice Herfindahl Hirschman, IHH, sea mayor o igual a 1800, la CREG pondrá dicha situación en conocimiento de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para lo de su competencia, sin perjuicio de las acciones que pueda adelantar esta Superintendencia, en desarrollo de las funciones que le son propias y en especial lo indicado en los artículos 3o y 5o del Decreto 990 de 2003 ; b) Cuando la CREG establezca que la participación de un generador en la actividad de generación sea mayor o igual a 30% y el IHH sea mayor o igual a 1800, el agente deberá implementar el esquema de oferta de energía establecido en el artículo 3.3.3.4 de esta Resolución. (Fuente: R CREG 060/07, Art. 2)
ARTÍCULO 3.3.3.2. CÁLCULO DE LA PARTICIPACIÓN EN LA ACTIVIDAD DE GENERACIÓN ELÉCTRICA. La participación de un agente en la actividad de generación eléctrica se calculará como el cociente, multiplicado por cien, entre: a) La suma de la ENFICC de las plantas propias, la de las representadas ante el MEM por el agente, y la de las plantas pertenecientes o representadas por otras empresas con quienes tenga una relación de control, ya sea en calidad de matriz, filial, subsidiaria o subordinada de acuerdo con lo previsto en la legislación comercial, y b) La suma de la ENFICC de todas las plantas o unidades de generación del Sistema Interconectado Nacional. PARÁGRAFO 1o. En el cálculo anterior se incluirán las plantas o unidades de generación instaladas en zonas francas. PARÁGRAFO 2o. Para el cálculo de este porcentaje se empleará la última declaración de ENFICC hecha por los generadores para el Cargo por Confiabilidad, o el cálculo de la ENFICC realizado por el Centro Nacional de Despacho en el caso de las plantas no despachadas centralmente o de los agentes que no hayan efectuado la declaración, sin incluir la ENFICC respaldada por plantas o unidades de generación que no hayan entrado en operación. (Fuente: R CREG 060/07, Art. 3)
ARTÍCULO 3.3.3.3. CÁLCULO DEL IHH. Para los efectos de esta resolución, el IHH se calculará de la siguiente forma:
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donde: PENFICC,i
Participación en la actividad de generación eléctrica del agente i, calculado de conformidad con lo establecido en el artículo 3.3.3.2 de esta Resolución de esta resolución.
n
Número de agentes generadores con ENFICC declarada o calculada por el CND, de conformidad con lo establecido en el artículo 3.3.3.2 de esta Resolución de esta resolución.
(Fuente: R CREG 060/07, Art. 4)
ARTÍCULO 3.3.3.4. ESQUEMA DE OFERTA DE ENERGÍA. Cuando se cumplan las condiciones establecidas en el literal b) del artículo 3.3.3.1 de esta Resolución, el generador deberá poner a disposición de otros agentes la energía suficiente para que la participación en la actividad de generación retorne a los niveles establecidos en dicho literal. Las particularidades de este esquema de oferta de energía serán establecidas por la CREG en resolución aparte. (Fuente: R CREG 060/07, Art. 5)
ARTÍCULO 3.3.3.5. LÍMITE A LA PARTICIPACIÓN EN LA ACTIVIDAD DE GENERACIÓN ELÉCTRICA APLICABLE A LAS FUSIONES, INTEGRACIONES Y ADQUISICIONES. A partir de la vigencia de la presente resolución, ninguna persona natural o jurídica podrá incrementar su participación en la actividad de generación mediante operaciones relacionadas con adquisición de participación en el capital o en la propiedad o de cualquier otro derecho, o con cualquier otro tipo de adquisición, fusión o integración, cuando la participación en la actividad de generación resultante de tal operación supere el 25%. (Fuente: R CREG 060/07, Art. 6)
TÍTULO 4 POR LA CUAL SE DICTAN DISPOSICIONES SOBRE CONCENTRACIÓN DE LA PROPIEDAD ACCIONARIA ARTÍCULO 3.3.4.1. Con el fin de mantener la separación de actividades establecida en el artículo 74 de la Ley 143 de 1994, las empresas de servicios públicos constituidas con anterioridad a la vigencia de la Ley 143 de 1994, que tengan por objeto la prestación del servicio público de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional no podrán absorber empresas de servicios públicos creadas con posterioridad a la vigencia de dicha ley, que tengan por objeto desarrollar cualquiera de las actividades de Transmisión, generación y distribución de energía eléctrica. (Fuente: R CREG 095/07, Art. 1)
ARTÍCULO 3.3.4.2. Sin perjuicio de la prohibición contenida en el artículo 3.3.4.1 de la presente Resolución, los generadores, distribuidores y comercializadores, o las empresas
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integradas verticalmente que desarrollen de manera conjunta más de una de estas actividades, podrán tener acciones, cuotas o partes de interés social que representen más del quince por ciento (15%) del capital social de una empresa que desarrolle la actividad Transmisión Nacional siempre que los ingresos de la empresa transmisora por la actividad de transmisión no representen más del 2% del total de ingresos por concepto de transmisión del Sistema de Transmisión Nacional. Si la empresa que ejerce la actividad de transmisión, con corte a 31 de diciembre de cada año, supera el límite establecido en este artículo, el generador, distribuidor y comercializadores que tiene acciones, cuotas o partes de interés en el capital de aquella, deberá enajenar, dentro de los seis meses siguientes a la ocurrencia de este hecho, las acciones, cuotas o partes de interés que superen el quince por ciento (15%) del capital social de la empresa de transmisión, salvo que dentro del mismo plazo, la empresa que ejerce la actividad de transmisión venda los activos con los cuales supera el límite del 2% del total de los ingresos. (Fuente: R CREG 095/07, Art. 2)
TÍTULO 5 POR EL CUAL SE ADOPTAN DISPOSICIONES EN MATERIA DE COMPETENCIA EN EL MERCADO MAYORISTA DE ELECTRICIDAD ARTÍCULO 3.3.5.1. Sin perjuicio de la aplicación de las normas sobre participación en la actividad de generación establecidas en el Título 3.3.3, y las demás que la adicionen o modifiquen, ninguna persona natural o jurídica podrá incrementar, directa o indirectamente, su Participación en el Mercado de Generación mediante operaciones relacionadas con adquisición de Participación en el Capital o en la Propiedad o de cualquier otro Derecho, o con cualquier otro tipo de adquisición o fusiones o forma de integración empresarial, cuando el total de los MW de la Disponibilidad Promedio Anual que resulten de aplicar lo dispuesto en los parágrafos del presente artículo, sea superior a la Franja de Potencia calculada por la Comisión de Regulación de Energía y Gas con la información disponible, de acuerdo con lo definido en esta resolución. PARÁGRAFO 1o. Para aplicar lo dispuesto en este artículo, a la totalidad de los MW de la Disponibilidad Promedio Anual que tenga directa o indirectamente, la de las representadas ante el MEM y las operadas por la empresa, y la de las pertenecientes, representadas u operadas por otras con quienes tenga una relación de control, ya sea en calidad de matriz, filial, subsidiaria o subordinada de acuerdo con lo previsto en el Decreto 2153 de 1992 o en la legislación comercial, se le sumarán los MW equivalentes de la transacción u operación, calculados de acuerdo con la siguiente fórmula: Donde:
MWv:
MW equivalentes a la transacción u operación.
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Variable binaria que es uno (1) cuando cualquier tipo de adquisición, fusión o integración da control a la empresa que la adquiere y cero (0) cuando la operación de integración no da control a la empresa, conforme a lo indicado en el Decreto 2153 de 1992 o en la legislación comercial. MWev: Disponibilidad Promedio Anual de las plantas y/o unidades de generación pertenecientes, representadas u operadas por la Empresa que hace parte de la operación de integración. MWec: Disponibilidad Promedio Anual de las plantas y/o unidades de generación pertenecientes, representadas u operadas por las Empresas controladas por la Empresa que hace parte de la operación de integración. ec: Empresa con la que se tiene relación de control según lo señalado en el Decreto 2153 de 1992 y en la legislación comercial. :
PARÁGRAFO 2o. Cuando se trate de adquisición, a cualquier título, de activos de generación que estén en operación o que hayan estado en operación en el año inmediatamente anterior en el Mercado Mayorista, que no involucre adquisición de Participación en el Capital o en la Propiedad de una Empresa, se sumará a la totalidad de los MW de la Disponibilidad Promedio Anual que tenga directa el adquirente o usufructuario, la Disponibilidad Promedio Anual de los activos de generación que se pretenda adquirir. PARÁGRAFO 3o. Quien habiendo participado en alguna operación de las que trata este artículo, no hayan obtenido el control de la empresa, no podrá incrementar su participación en el mercado de generación mediante la celebración de contratos, acuerdos, convenios, arreglos o cualquier otro tipo de concertación jurídica o económica que aunque no se constituya como una operación de integración tenga como resultado otorgar el control de la empresa involucrada en la operación de integración permitiéndole determinar el uso de los activos de generación o disponer de la energía asociada a dichos activos en el Mercado Mayorista de la energía. (Fuente: R CREG 101/10, Art. 2)
ARTÍCULO 3.3.5.2. REPRESENTACIÓN COMERCIAL PARA LOS ACTIVOS DE SUSTITUCIÓN EN GENERACIÓN. Las representaciones comerciales que suscriba un generador para efectos de permitir mayor generación al Sistema Interconectado Nacional, en condiciones críticas según la definición de la Parte 3.16, no serán tenidas en cuenta a efectos de evaluar la franja de potencia de que trata el Título 3.3.5. (Fuente: R CREG 042B/16, Art. 1)
PARTE 4 POR LA CUAL SE MODIFICA EL ESQUEMA DE OFERTAS DE PRECIOS, EL DESPACHO IDEAL Y LAS REGLAS PARA DETERMINAR EL PRECIO DE LA BOLSA EN EL MERCADO ENERGÍA MAYORISTA ARTÍCULO 3.4.1. AJUSTES A LA LIQUIDACIÓN EN LA BOLSA DE ENERGÍA. Se aplicarán las siguientes reglas: 1. Valores a cargo de los generadores que salieron despachados
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El valor a cargo de cada generador j despachado en el Despacho Ideal, será el que resulta de aplicar la siguiente expresión:
Donde: Recaudo por Valor Adicional por atención de Demanda Total Doméstica a cargo del generador j. Recaudo por Valor Adicional por atención de Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado a cargo del generador j Recaudo por Valor Adicional por atención de Demanda No Doméstica a cargo del generador j Valor adicional para la Demanda Total Doméstica. Valor adicional para la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado y/o la Demanda No Doméstica. Generación ideal de la planta j en la hora i para atender Demanda Total Doméstica. Generación ideal de la planta j en la hora i para atender Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado. Generación ideal de la planta j en la hora i para atender la Demanda No Doméstica. 2. Valores a favor de los generadores despachados El valor a favor de cada generador despachado en el Despachado Ideal será calculado con la siguiente expresión: Donde: Valor a favor del generador j. Costos no cubiertos por concepto de arranque y parada de la planta j para atender Demanda Total Doméstica.
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Costos no cubiertos por concepto de generación ideal en condición inflexible de la planta j para atender Demanda Total Doméstica. Costos no cubiertos por concepto de arranque y parada de la planta j para atender la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado y la Demanda no Doméstica. Costos no cubiertos por concepto de generación ideal en condición inflexible de la planta j para atender la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado y la Demanda no Doméstica. Según se definen en la Parte 3.2. (Fuente: R CREG 051/09, Art. 9) (Fuente: R CREG 011/10, Art. 3)
ARTÍCULO 3.4.2. NATURALEZA DE LAS NORMAS CONTENIDAS EN ESTA RESOLUCIÓN. Las normas contenidas en esta Resolución hacen parte del Reglamento de Operación que rige el funcionamiento del Mercado de Energía Mayorista, conforme a lo establecido en el literal c) del numeral 74.1 de la ley 142 de 1994. (Fuente: R CREG 051/09, Art. 26)
PARTE 5 POR LA CUAL SE REGLAMENTA LA OBLIGATORIEDAD DE REGISTRO ANTE EL ADMINISTRADOR DEL SIC, DE INFORMACIÓN RELACIONADA CON TODOS LOS CONTRATOS DE COMPRA - VENTA DE ENERGÍA CELEBRADOS ENTRE COMERCIALIZADORES Y USUARIOS NO REGULADOS, DEFINIÉNDOSE ASÍ MISMO LA INFORMACIÓN QUE DEBE ESTAR DISPONIBLE PARA EL PÚBLICO SOBRE CONTRATOS DE LARGO PLAZO ARTÍCULO 3.5.1. REGISTRO DE INFORMACION RELACIONADA CON LOS CONTRATOS DE ENERGIA - USUARIOS NO REGULADOS. Todos los comercializadores que tengan suscritos contratos de energía a largo plazo con usuarios no-regulados, deberán registrar ante el Administrador del SIC, la información concerniente a los términos en los cuales se celebró el contrato y que se describen en el artículo 2o de la presente Resolución. Antes del 30 de octubre de 1997, deberá ser entregada la información concerniente a todos los contratos que se encuentren vigentes a esa fecha. Una vez cumplida esta fecha, el procedimiento y los plazos para registrar la respectiva información, serán iguales a los que se encuentren vigentes para el registro de los contratos a largo plazo efectuados entre generadores y comercializadores, o entre generadores, o entre comercializadores. PARAGRAFO 1o. En todo caso la liquidación de estas transacciones es responsabilidad de las partes contratantes y no podrá ser delegada al Administrador del SIC. PARAGRAFO 2o. El no registro ante el Administrador del SIC de la información relacionado con los contratos de usuarios no - regulados, dará lugar a la aplicación de todas las sanciones
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contempladas en el Artículo 81 de la Ley 142 de 1994 y aquellas que la CREG establezca, en desarrollo de la facultad que le otorga el inciso final del Artículo 73 de la misma Ley. (Fuente: R CREG 135/97, Art. 1)
ARTÍCULO 3.5.2. INFORMACION MINIMA A SUMINISTRAR SOBRE LAS TRANSACCIONES CON USUARIOS NO - REGULADOS. La forma, contenido y condiciones establecidas en los contratos de energía entre comercializadores y usuarios no-regulados, podrán pactarse libremente entre las partes. En el momento del registro de la transacción, se deberá proporcionar la siguiente información mínima: identidad de las partes contratantes; nivel de tensión de suministro; frontera comercial; Mercado de Comercialización al que pertenece el usuario no regulado; modalidad de contratación; duración del contrato; reglas o procedimientos claros para determinar hora a hora, durante la duración del contrato, las cantidades de energía a asignar bajo el contrato y el respectivo precio. PARAGRAFO 1o. Para cumplir con lo establecido en el presente Artículo, el Administrador del SIC diseñará un proyecto de formato, para el registro de la información concerniente a contratos con usuarios del mercado no regulado. Así mismo, diseñará un proyecto de formato con la información que contendrá cada boletín informativo, especificando los medios que empleará para divulgarlo. Tanto los formatos como los medios de divulgación, deberán someterse a la aprobación del Comité de Expertos de la Comisión antes del 30 de septiembre de 1997. PARAGRAFO 2o. Se entiende por Mercado de Comercialización el conjunto de usuarios conectados a un mismo sistema de transmisión regional y/o distribución local. PARAGRAFO 3o. Las transacciones de energía entre comercializadores y usuarios no regulados, deberán reportarse al Administrador del SIC, en la forma, tiempo, sitio y modo que este último establezca, con el fin de cumplir con las disposiciones de esta Resolución. (Fuente: R CREG 135/97, Art. 2)
ARTÍCULO 3.5.3. INFORMACION PUBLICA QUE DEBERA PROPORCIONAR EL ADMINISTRADOR DEL SIC. El décimo (10) día hábil de cada mes, el Administrador del SIC pondrá a disposición del público a través de la página del Operador del Mercado, XM la siguiente información: 1. Información correspondiente a las transacciones efectuadas durante el mes inmediatamente anterior: a) Precio promedio ponderado diario y GWh de la energía transada mediante contratos de largo plazo entre agentes del mercado mayorista de electricidad con destino al mercado regulado. b) Precio promedio ponderado diario y GWh de la energía transada mediante contratos de largo plazo de todos los comercializadores del mercado mayorista de electricidad que atienden el mercado de usuarios regulados. c) Precio promedio ponderado diario y GWh de la energía transada mediante contratos de largo plazo entre comercializadores y usuarios no regulados, presentando la información por
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nivel de tensión de suministro y por mercado de comercialización. d) Para cada comercializador del mercado mayorista de electricidad que atienda el mercado de usuarios no regulados, se deberá publicar un reporte del precio promedio ponderado diario y GWh de la energía transada mediante contratos de largo plazo, para cada uno de los siguientes casos: los contratos de largo plazo con destino a atender directamente la demanda no regulada, los contratos de largo plazo en los que no tenga vinculación económica con su contraparte y los contratos de largo plazo con destino a la intermediación en el mercado no regulado. e) Precio promedio ponderado diario y GWh de la energía transada mediante contratos de largo plazo entre generadores de electricidad. f) Precio promedio ponderado diario y GWh de la energía transada mediante contratos de largo plazo entre comercializadores de electricidad. g) Precio Spot promedio ponderado diario en la bolsa de energía. 2. Información proyectada para los siguientes sesenta (60) meses contados a partir del mes de publicación: a) Para los contratos entre comercializadores y usuarios no regulados cuya información se registre ante el Administrador del SIC, y cuyas cantidades puedan ser determinadas para los periodos proyectados, se publicará a nivel agregado para todo el mercado el promedio y la mediana de todas las cantidades en GWh/mes. La proyección de demanda del mercado no regulado se realizará de acuerdo con la mejor información disponible en el ASIC de la curva típica de carga. b) Para los contratos celebrados para atender demanda regulada, registrados ante el Administrador del SIC, y cuyas cantidades puedan ser determinadas para los periodos proyectados, se publicará para cada agente discriminando por contrato y a nivel agregado para todo el mercado el promedio y la mediana de todas las cantidades en GWh/mes. La proyección de demanda del mercado regulado, se realizará de acuerdo con la mejor información disponible en el ASIC de la curva típica de carga. c) Para los contratos entre comercializadores y usuarios no regulados cuya información se registre ante el Administrador del SIC, y cuyos precios puedan ser determinados para los periodos proyectados, se publicará a nivel agregado para todo el mercado el promedio ponderado y la mediana de todos los precios en $/kWh. d) Para los contratos celebrados para atender demanda regulada, registrados ante el Administrador del SIC, y cuyos precios puedan ser determinados para los periodos proyectados, se publicará para cada agente discriminando por contrato y a nivel agregado para todo el mercado el promedio ponderado y la mediana de todos los precios en $/kWh. e) Reporte de precios y cantidades que puedan ser determinados por el Administrador del SIC, como porcentaje de la demanda total contratada, tanto para el mercado de usuarios regulados y no regulados. Para tal efecto, se tomará la demanda proyectada de la UPME y la participación porcentual en la última facturación disponible del ASIC para cada agente en la participación de
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cada mercado. PARÁGRAFO 1o. Los precios a los que hace referencia este artículo corresponden a los precios de suministro, es decir sin incluir cargos ni contribuciones en los precios de los contratos reportados. PARÁGRAFO 2o. Trimestralmente el Administrador del SIC publicará en la página del operador del mercado, los porcentajes de la demanda total estimada por la UPME para los siguientes sesenta (60) meses, que a la fecha haya sido adquirida contractualmente. PARÁGRAFO 3o. Trimestralmente el Administrador del SIC publicará en la página del operador del mercado, un listado de las personas jurídicas que sean usuarios pertenecientes al mercado no regulado de electricidad, conectados a los niveles 2, 3 y 4 de tensión. PARÁGRAFO 4o. Semestralmente, el Administrador del SIC remitirá a la UPME copia de la información que reciba correspondiente a energía transada mediante contratos de largo plazo entre comercializadores y usuarios no regulados, omitiendo la información correspondiente a las partes contratantes. (Fuente: R CREG 135/97, Art. 3) (Fuente: R CREG 198/15, Art. 1) (Fuente: R CREG 135/15, Art. 1)
PARTE 6 POR LA CUAL SE DICTAN NORMAS CON EL FIN DE PROMOVER LA LIBRE COMPETENCIA EN LAS COMPRAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL MERCADO MAYORISTA
TÍTULO 1 DISPOSICIONES GENERALES ARTÍCULO 3.6.1.1. COMPRAS DE ENERGIA POR PARTE DE USUARIOS NO REGULADOS. El usuario no regulado, cualquiera sea la cantidad de energía que demande, tiene libertad de comprarla a cualquier proveedor, sin estar sujeto a determinada clase de procedimientos. (Fuente: R CREG 020/96, Art. 2)
ARTÍCULO 3.6.1.2. PLAZO DE DURACION DE LOS CONTRATOS. De acuerdo con lo dispuesto por el artículo 42 de la Ley 143 de 1994, los plazos que las partes pueden convenir para la compraventa o suministro de energía eléctrica que se realice entre empresas generadoras, entre distribuidoras, entre aquellas y estas, entre todas ellas y las empresas comercializadoras y los usuarios no regulados, son libres, y no requieren autorización previa alguna de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, cualquiera sea la duración de los contratos. Lo dicho en este artículo se entiende sin perjuicio de lo establecido por el inciso tercero del artículo 42 de la Ley 143 de 1994, respecto de las compras de electricidad de las empresas distribuidoras con destino a los usuarios regulados.
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(Fuente: R CREG 020/96, Art. 3)
ARTÍCULO 3.6.1.3. CONDICIONES PARA LA COMPRA DE ENERGÍA CON DESTINO AL MERCADO REGULADO. Las empresas i) comercializadoras y ii) distribuidoras comercializadoras, que realicen o no una de tales actividades en forma combinada con la de generación, cualquiera de ellas sea la actividad principal, deberán realizar todas las compras de electricidad destinadas a cubrir la demanda de su mercado regulado, mediante procedimientos que aseguren la libre competencia de oferentes. Con el propósito de hacer efectiva la competencia las empresas i) comercializadoras y ii) distribuidoras - comercializadoras deberán solicitar y dar oportunidad, en igualdad de condiciones, a las empresas comercializadoras y generadoras actuales y a otros agentes interesados en desarrollar nuevos proyectos de generación, para que presenten ofertas. Las empresas i) comercializadoras, ii) generadores – comercializadores y iii) otros agentes interesados en desarrollar nuevos proyectos de generación que realicen ofertas con destino al mercado regulado, deberán tener valores de mayores o iguales a la máxima energía a contratar en todos los meses del periodo del compromiso que oferta en la convocatoria. Cumplido este requisito, las ofertas deberán ser evaluadas con base en el precio ofertado para la energía y este será el único criterio para la selección del oferente. (Fuente: R CREG 020/96, Art. 4) (Fuente: R CREG 134/13, Art. 4)
ARTÍCULO 3.6.1.4. CONDICIONES PARA GARANTIZAR LA COMPETENCIA EN EL MERCADO REGULADO. Para cumplir los objetivos descritos en el artículo anterior, toda solicitud de ofertas de venta o suministro de electricidad destinada a cubrir el mercado regulado, deberá: a) Permitir la oferta de suministros parciales por distintos generadores, por cualquier cantidad de electricidad; b) Señalar todas las condiciones que deben cumplir las ofertas; c) La ubicación o clase de la planta, la antigüedad y el número de unidades de generación, el hecho de que la electricidad ofrecida se genere en plantas ya construidas o cuya puesta en operación esté prevista para una fecha posterior a la realización de la convocatoria, y en general factores distintos del precio, no podrán servir como base para seleccionar una oferta hasta tanto la Comisión establezca si es posible emplear otros criterios de calificación de ofertas de electricidad y las condiciones objetivas para ponderarlos; d) Para que una empresa que desarrolle en forma combinada la actividad de generación con la de comercialización o distribución-comercialización, pueda atender la demanda con energía propia, previamente deberá hacer convocatoria pública mediante la cual solicite ofertas de las demás personas interesadas en ofrecerla. Tales convocatorias deberán efectuarse por toda la electricidad necesaria para atender su mercado regulado y no solo para cubrir la diferencia entre la energía propia y la demanda de ese mercado; e) Las ofertas que se presenten, incluyendo la de la empresa que abrió la convocatoria cuando
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esta desarrolle la actividad de generación en forma combinada con la de comercialización o distribución comercialización, deberán presentarse en sobre cerrado y depositarse en una urna; su apertura deberá efectuarse simultáneamente y en acto público en el cual todos los proponentes tengan la posibilidad de estar presentes; f) Para que una empresa de las indicadas en el literal d) pueda atender la demanda con energía propia, se requerirá que el precio propuesto por ella sea inferior al de la propuesta más económica recibida de terceros. Si el precio más favorable propuesto por uno o más terceros es igual al ofrecido por tal empresa, esta deberá comprarle al tercero o terceros una parte de la energía requerida en proporción a la cantidad ofrecida por cada uno; g) Cuando la convocatoria la realice una empresa distinta de las indicadas en el literal d) de este artículo, si se presenta empate entre varias propuestas, la empresa que realizó la convocatoria deberá comprarle energía a tales proponentes en proporción a la cantidad ofrecida por cada uno; h) La convocatoria deberá anunciarse por medio de periódicos de reconocida cobertura y amplia circulación nacional; i) La empresa que realice la convocatoria deberá otorgar un plazo no inferior a quince (15) días para la preparación y presentación de las ofertas. Cuando se trate de convocatorias para comprar energía por períodos superiores a dos años, la empresa que la realice deberá otorgar un plazo no inferior a tres meses para la preparación de las propuestas. Estos plazos empezarán a contarse a partir de la fecha en que se den a conocer los pliegos que contengan las condiciones de la convocatoria, fecha que deberá quedar señalada expresamente en la publicación a la que hace referencia el literal anterior; j) Si después de haber conocido los precios ofrecidos por los demás oferentes, por cualquier circunstancia la empresa que realizó la convocatoria se abstiene de contratar, solo podrá comprar energía por fuera de bolsa luego de realizar una nueva convocatoria pública sujeta a las reglas establecidas para el mercado mayorista de energía, en la cual las empresas interesadas en ofrecerla puedan presentar ofertas. En tales casos los proponentes que hayan ofrecido en la primera vuelta no podrán ser excluidos de participar en las rondas siguientes; k) El plazo máximo para la asignación de las ofertas será de quince (15) días calendario contados a partir de la fecha de cierre para su presentación; l) El plazo máximo de pago que se defina en los contratos será de treinta (30) días calendario contados a partir del último día de suministro del mes correspondiente. (Fuente: R CREG 020/96, Art. 5) (Fuente: R CREG 167/08, Art. 2)
ARTÍCULO 3.6.1.5. . Compras mínimas que deben realizar las empresas que desarrollen en forma combinada la actividad de generación con la comercialización o la de distribución - comercialización. Sin perjuicio de lo dispuesto en los artículos 3.6.1.3 y 3.6.1.4 de esta resolución, toda empresa que desarrolle en forma combinada la actividad de generación de energía con la de comercialización o la de distribución -
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comercialización, cuya demanda de energía represente el cinco por ciento (5%) o más del total de la demanda del sistema interconectado nacional, no podrá cubrir con energía propia más del 60% de la energía requerida para atender la demanda de su mercado regulado. (Fuente: R CREG 020/96, Art. 6)
TÍTULO 2 POR EL CUAL SE REGULA EL TÉRMINO DE LOS ACUERDOS O CONTRATOS DE COMPRA O SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD PARA ATENDER MERCADO REGULADO, CELEBRADOS ENTRE AGENTES DE UNA MISMA EMPRESA INTEGRADA VERTICALMENTE ARTÍCULO 3.6.2.1. Las empresas comercializadoras de electricidad que atienden mercado regulado y que estén integradas verticalmente con la actividad de generación y que hubieren realizado compras de electricidad destinadas a cubrir la demanda de este mercado, mediante contrato o acuerdo con el negocio de generación desarrollado por ellas mismas, solamente podrán dar por terminadas tales obligaciones de manera anticipada, cuando habiendo llevado a cabo los procedimientos establecidos en el Título 3.6.1, para el cumplimiento de las obligaciones pendientes en el contrato o acuerdo vigente, el precio resultante de la nueva convocatoria resulte inferior o igual a aquel establecido en el contrato o acuerdo vigente. Cuando no se cumpla la condición anterior, el contrato o acuerdo seguirá vigente hasta por el término de duración del mismo. (Fuente: R CREG 010/99, Art. 1)
PARTE 7 POR LA CUAL SE REGLAMENTA LA LIMITACIÓN DEL SUMINISTRO A COMERCIALIZADORES Y-O DISTRIBUIDORES MOROSOS, Y SE DICTAN DISPOSICIONES SOBRE GARANTÍAS DE LOS PARTICIPANTES EN EL MERCADO MAYORISTA, COMO PARTE DEL REGLAMENTO DE OPERACIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL
TÍTULO 1 DISPOSICIONES GENERALES (descripción no original) ARTÍCULO 3.7.1.1. ÁMBITO DE APLICACIÓN. La presente resolución se aplica a todas las personas que, estando organizadas en alguna de las formas dispuestas por el artículo 15 de la Ley 142 de 1994, generan electricidad, o la transmiten, o la distribuyen, o la comercializan, o realizan mas de una de estas actividades, y se encuentren registrados como agentes del Mercado Mayorista, de acuerdo con los procedimientos establecidos en la Resolución CREG024 de 1995. (Fuente: R CREG 116/98, Art. 1)
ARTÍCULO 3.7.1.2. OTORGAMIENTO DE GARANTÍAS. Modifícase el literal e) del artículo
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11 de la Resolución CREG-024 de 1995 , el cual quedará así: "e) Entregar y/o actualizar periódicamente las garantías financieras requeridas en esta resolución para respaldar las transacciones en la Bolsa de Energía, al menos con quince (15) días calendario de antelación a la fecha en que se efectuarán dichas transacciones. El monto de estas garantías será establecido por el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales de forma tal que respalde todas las obligaciones que se puedan generar a cargo del agente respectivo en el Sistema de Intercambios Comerciales por un período mínimo de un mes; en consecuencia, tales garantías deberán respaldar el pago de las obligaciones que se puedan generar por transacciones de energía en bolsa, reconciliaciones, servicios complementarios, cargos por uso del Sistema de Transmisión Nacional, servicios del Centro Nacional de Despacho y, en general, por cualquier concepto que deba ser pagado al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales y/o al Liquidador y Administrador de Cuentas por Uso del Sistema de Transmisión Nacional. Adicionalmente, deberá hacer entrega de cuatro pagarés en blanco, debidamente firmados por el representante legal, debidamente autorizado para el efecto, con sus respectivas cartas de instrucciones. El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales podrá diligenciar los pagarés en cualquier tiempo, mientras el agente se encuentre inscrito en el mercado mayorista, cuando no se realice el pago del valor total de dos facturas, consecutivas o no, por cualquiera de los conceptos facturados por el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales o por el Liquidador y Administrador de Cuentas por Uso del Sistema de Transmisión Nacional." PARAGRAFO 1o. Las garantías deberán estar vigentes por un período mínimo de treinta (30) días hábiles contados a partir de la fecha de vencimiento de la factura del mes que se está garantizando. PARAGRAFO 2o. El representante legal deberá demostrar que está debidamente autorizado para firmar los pagarés y las cartas de instrucciones de que trata este artículo, de acuerdo con lo definido en el certificado de existencia y representación legal que, para el efecto, deberá anexar. PARAGRAFO 3o. El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales revisará permanentemente el valor de las garantías, de modo que cumplan con lo establecido en la presente resolución. En caso de ser necesario exigir a algún agente la actualización de las mismas, deberá comunicárselo al agente respectivo, con una antelación no inferior a diez (10) días respecto de la fecha en que deba entregar la garantía, de acuerdo con lo establecido en este artículo. El incumplimiento de lo aquí dispuesto será causal para la iniciación de un programa de limitación del suministro, de acuerdo con el procedimiento establecido en el Título 3.7.1. PARAGRAFO 4o. Los pagarés de que trata este artículo deberán restituirse cada vez que se requiera el uso de uno o varios de ellos, dentro de los quince (15) días calendario siguientes a la fecha en la cual el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales así lo comunique al agente respectivo. El incumplimiento de lo aquí dispuesto será causal para la iniciación de un programa de limitación del suministro, de acuerdo con el procedimiento establecido en el Título 3.7.1." (Fuente: R CREG 116/98, Art. 2) (Fuente: R CREG 066/00, Art. 1)
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ARTÍCULO 3.7.1.3. INFORMACIÓN BASE PARA APLICAR UN PROGRAMA DE LIMITACIÓN DE SUMINISTRO A AGENTES COMERCIALIZADORES Y/O DISTRIBUIDORES. Para la aplicación de los programas de limitación de suministro de que trata la presente resolución, se utilizará la información de que dispone el Centro Nacional de Despacho, en desarrollo de lo dispuesto en el artículo 2o. de la Resolución CREG-217 de 1997 (Estatuto de Racionamiento), o las disposiciones que la modifiquen o sustituyan. PARAGRAFO 1o. Para el cabal cumplimiento de lo aquí dispuesto, la información reportada por los operadores del Sistema de Transmisión Nacional y de los Sistemas de Transmisión Regional y/o Distribución Local, sobre las características de sus circuitos, deberá especificar claramente la participación de cada uno de los distintos comercializadores existentes en cada circuito. PARAGRAFO 2o. Es responsabilidad de los operadores del Sistema de Transmisión Nacional y de los Sistemas de Transmisión Regional y/o Distribución Local, mantener actualizada la información que suministran al Centro Nacional de Despacho sobre las características de sus circuitos. PARAGRAFO 3o. Los operadores de los Sistemas de Transmisión Regional y/o Distribución Local deberán informar a los hospitales, clínicas, aeropuertos, cárceles, e instalaciones militares o de policía conectados a su sistema que, de acuerdo con la reglamentación vigente, deben contar con equipos electrógenos de respaldo. Así mismo, a los usuarios aquí mencionados que no estén asociados a un circuito no desconectable, se les ofrecerá la construcción de un circuito de este tipo, siempre y cuando el usuario asuma los costos correspondientes. (Fuente: R CREG 116/98, Art. 3)
ARTÍCULO 3.7.1.4. COORDINACIÓN DE LOS PROGRAMAS DE LIMITACIÓN DEL SUMINISTRO. El Centro Nacional de Despacho, como dependencia encargada de la planeación, supervisión y control de la operación integrada de los recursos de generación, interconexión y transmisión del Sistema Interconectado Nacional, establecerá los mecanismos que considere necesarios, en coordinación con el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, para la ejecución de los programas de limitación del suministro de que trata esta resolución. Estos mecanismos se someterán a consideración del Consejo Nacional de Operación, quien deberá pronunciarse antes de la iniciación de un programa de limitación de suministro. (Fuente: R CREG 116/98, Art. 4)
ARTÍCULO 3.7.1.5. CAUSALES PARA ORDENAR LA LIMITACIÓN DEL SUMINISTRO. El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales ordenará reducciones en el suministro de electricidad a comercializadores y/o distribuidores, bajo las siguientes modalidades, y por los conceptos que se enumeran a continuación: a) De oficio: Cuando, en desarrollo del contrato de mandato, se presente mora en la cancelación de obligaciones derivadas de transacciones realizadas en la bolsa de energía; mora en la cancelación de las cuentas por concepto de cargos por uso del Sistema de Transmisión Nacional; mora en la cancelación de las cuentas por reconciliaciones, servicios complementarios, servicios del Centro Nacional de Despacho o de los Centros Regionales de
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Despacho y, en general, por cualquier concepto que deba ser pagado al Administrador del SIC y al Administrador de cuentas por uso del Sistema de Transmisión Nacional. b) Por Mandato: Cuando se presente mora en la cancelación de obligaciones por concepto de las transacciones realizadas mediante contratos bilaterales entre agentes del Mercado Mayorista, ya sea que se trate de contratos de energía, contratos de conexión, o contratos por el uso de los Sistemas de Transmisión Regional y/o Distribución Local; o por mora en la cancelación de obligaciones por concepto de uso de otros Sistemas de Transmisión Regional y/o Distribución Local. La iniciación del programa de limitación del suministro podrá ser solicitada por uno o más de los agentes que participan en el mercado mayorista, quienes serán responsables de los daños y perjuicios que se ocasionen, en el caso en que dicha orden no esté sustentada en una de las causales previstas en la presente resolución. (Fuente: R CREG 116/98, Art. 5)
ARTÍCULO 3.7.1.6. MAGNITUD DE LOS PROGRAMAS DE LIMITACIÓN DEL SUMINISTRO. Los programas de limitación de suministro a comercializadores y/o distribuidores se realizarán desconectando individualmente o por circuito los usuarios atendidos por el agente moroso, con excepción de los circuitos no desconectables y de los circuitos con usuarios atendidos por otro comercializador, para el caso en que el moroso sea uno de los comercializadores conectados al Sistema de Transmisión Regional y/o Distribución Local. Así mismo, conforme a la jurisprudencia de la honorable Corte Constitucional, no serán objeto de desconexión los bienes constitucionalmente protegidos. Estos programas se aplicarán diariamente, incluyendo los días sábados, domingos y festivos, y su magnitud dependerá de la antigüedad de las obligaciones vencidas, así: ANTIGÜEDAD OBLIGACIONES VENCIDAS Menor a 60 días calendario 60 días calendario o más
DURACIÓN (Horas) 3 4
HORARIO DE INICIO Entre 07:00 y 13:00
Para este efecto los agentes que haya designado el Centro Nacional de Despacho deberán hacer una programación en la que se establezca el momento en que se realizará la desconexión de cada uno de usuarios afectados. Esta programación será debidamente informada a los usuarios afectados, con al menos un día de antelación, así como al CND con la antelación que este lo requiera. En los avisos que debe publicar el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales se deberá informar a los usuarios el rango en el cual se pueden iniciar las desconexiones y la obligación del agente designado por el CND de informar a los usuarios la programación de las desconexiones. PARÁGRAFO 1o. Para efectos de lo dispuesto en el artículo 3.7.1.9 de esta Resolución de la presente resolución, el incumplimiento en la entrega, restitución o actualización de los pagarés y garantías de que trata el artículo 3.7.1.2 de la presente Resolución de la presente resolución, se asimilará a mora en el pago de obligaciones. PARÁGRAFO 2o. En caso de racionamiento declarado, el programa de limitación de suministro será adicional al racionamiento programado. PARÁGRAFO 3o. Estos programas no deberán limitar la evacuación de la energía de los
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agentes generadores conectados al Sistema de Transmisión Regional y/o Distribución Local respectivo. PARÁGRAFO 4o. Cuando los programas de limitación del suministro vayan a afectar hospitales, clínicas, aeropuertos, cárceles, o instalaciones militares o de policía, que no pertenezcan a un circuito no desconectable, el comercializador y/o distribuidor moroso deberá dar aviso a tales usuarios, con una antelación no menor a cinco (5) días, con el fin de que pongan en operación los equipos electrógenos de respaldo que dichos usuarios deben tener, de acuerdo con la normatividad vigente. PARÁGRAFO 5o. Los programas de limitación del suministro se realizarán sin perjuicio de las acciones legales que se adelanten contra el comercializador y/o distribuidor incumplido. PARÁGRAFO 6o. Los daños y perjuicios que los programas de limitación del suministro causen a los usuarios y/o terceros afectados con esta medida, serán responsabilidad exclusiva del comercializador y/o distribuidor moroso. (Fuente: R CREG 116/98, Art. 6) (Fuente: R CREG 040/10, Art. 1)
ARTÍCULO 3.7.1.7. PROGRAMAS DE MARGINACIÓN DEL DESPACHO A GENERADORES. La Comisión de Regulación de Energía y Gas, de considerarlo necesario, reglamentará en fecha posterior la realización de programas de marginación del despacho a generadores morosos, que pueden implicar el retiro del marcado mayorista de energía, sin llegar a afectar la seguridad en la operación del Sistema Interconectado Nacional. (Fuente: R CREG 116/98, Art. 7)
ARTÍCULO 3.7.1.8. SUSPENSIÓN DE REGISTRO DE NUEVOS CONTRATOS Y/O FRONTERAS COMERCIALES A AGENTES MOROSOS. Sin perjuicio de lo establecido en la presente resolución, a partir del 1o. de abril de 1999 el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales se abstendrá de registrar contratos y/o nuevas fronteras comerciales a generadores o comercializadores con obligaciones vencidas, por alguna de las causales contempladas en la presente resolución, por un período superior a treinta (30) días, así se trate de contratos necesarios para cumplir con lo dispuesto en la Resolución CREG-016 de 1995 . (Fuente: R CREG 116/98, Art. 8)
ARTÍCULO 3.7.1.9. PROCEDIMIENTO PARA LA REALIZACIÓN DE LOS PROGRAMAS DE LIMITACIÓN DEL SUMINISTRO. Para la realización de un programa de limitación del suministro a un comercializador y/o distribuidor moroso, se seguirá el siguiente procedimiento: a) El segundo (2o) día hábil a partir del vencimiento de la obligación, el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, de oficio o por mandato, comunicará al agente incumplido de las consecuencias que se pueden derivar del no pago de sus obligaciones, de acuerdo con lo dispuesto en la presente resolución. Así mismo, se informará de tal situación a todos los agentes inscritos en el Mercado Mayorista y a la Superintendencia de Servicios Públicos, con el fin de que esta entidad esté informada de la posible existencia de alguna o varias de las causales establecidas en el artículo 59 de la Ley 142 de 1994.
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b) Cuando se trate de cualquiera de los conceptos facturados por el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales o el Liquidador y Administrador de Cuentas, se harán efectivas las garantías entregadas por el agente moroso a partir del día siguiente al vencimiento de la obligación, si el agente no ha realizado el pago de la misma. De este hecho se informará a todos los agentes inscritos en el mercado mayorista y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. c) Cuando haya obligaciones no cubiertas por la garantía, o que esta sea insuficiente para cubrir las obligaciones vencidas, el quinto (5o) día hábil o décimo (10) día hábil a partir del vencimiento de la obligación, según se trate de un procedimiento de oficio o por mandato respectivamente, sin que se haya cubierto la misma y sin que la Superintendencia de Servicios Públicos haya tomado posesión de la empresa morosa, el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales ordenará la publicación de hasta tres (3) avisos, en un diario de circulación nacional y en uno de amplia circulación en la región que será afectada por los cortes, o en dos diarios de circulación nacional, en donde se informe ampliamente la zona geográfica que será afectada, la fecha en que se iniciará el programa de limitación del suministro y los horarios en que se aplicará el programa, así como las causas que obligan a efectuar este programa y las acciones legales que los perjudicados pueden adelantar contra la empresa morosa. También indicarán la posibilidad de que los usuarios cambien de comercializador conforme a lo previsto en la regulación vigente y la lista de comercializadores que atienden en el área que se verá afectada. Estos avisos deberán ser publicados dentro de los siete (7) días calendario anteriores al inicio del programa de limitación del suministro, el último de los cuales deberá publicarse el día anterior al inicio del programa. Copia de cada uno de estos avisos de prensa será enviada a la Superintendencia de Servicios Públicos. En forma paralela, el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales coordinará con el Centro Nacional de Despacho la iniciación del programa de limitación del suministro, en los términos establecidos en la presente resolución, si se cumplen las condiciones para iniciar el mismo. Cuando un agente incurra en incumplimientos sucesivos que den lugar a la iniciación de varios procedimientos para la limitación de suministro y por ello deban publicarse varios avisos de los diferentes procedimientos en curso en un mismo día, estos se podrán agrupar en uno solo que se publicará conforme al cronograma del primer procedimiento iniciado y que deberá contener toda la información de la que trata este numeral. d) Si la empresa morosa cubre sus obligaciones vencidas antes de la publicación del primer aviso, o en caso de que la Superintendencia de Servicios Públicos tome posesión de la empresa morosa antes de publicar el primer aviso, se suspenderá el presente procedimiento, y se informará de tal hecho a todos los agentes inscritos en el Mercado Mayorista y, de ser necesario, a la Superintendencia de Servicios Públicos. e) Si la empresa morosa cubre sus obligaciones vencidas, o la Superintendencia de Servicios Públicos toma posesión de la empresa morosa, después de iniciada la publicación de los avisos, pero antes de la iniciación del programa de limitación de suministro, se suspenderá la iniciación del programa y se ordenará la publicación de un aviso en los mismos medios en que se publicaron los avisos anteriores, informando ampliamente sobre tal hecho. Los costos de esta publicación serán cargados a la cuenta del agente que originó este procedimiento, y copia del respectivo aviso será enviada a la Superintendencia de Servicios Públicos. f) El decimoquinto (15) día hábil a partir del vencimiento de la obligación sin que el agente haya
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realizado el pago de la misma, y sin que la Superintendencia de Servicios Públicos haya tomado posesión de la empresa morosa, los transportadores de energía que haya designado el Centro Nacional de Despacho iniciarán el programa de limitación de suministro, para lo cual deberán mantener una estrecha coordinación con el Centro Nacional de Despacho. De este hecho se informará a todos los agentes inscritos en el Mercado Mayorista y a la Superintendencia de Servicios Públicos. g) Una vez iniciado el programa de limitación de suministro, este se mantendrá en las condiciones establecidas en el artículo 3.7.1.6 de esta resolución, hasta tanto el agente incumplido cubra todas las obligaciones que originaron este procedimiento o suscriba un acuerdo de pagos sobre tales obligaciones, o porque la Superintendencia de Servicios Públicos así lo solicite, después de haber tomado posesión de la empresa. Cuando se trate de procedimientos de limitación de suministro iniciados de oficio para la terminación del programa el agente deberá cubrir además de las obligaciones antes mencionadas, las que hayan vencido en fecha posterior al inicio del procedimiento, aunque para estas últimas no se haya agotado el procedimiento de que tratan estos literales. En los avisos que se deben publicar el ASIC deberá señalar, además de las causas que dan lugar a la limitación, que la limitación de suministro se mantendrá hasta tanto el agente haya cumplido con todas las obligaciones vencidas. Cada vez que se vaya a incrementar la magnitud del programa, el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, dentro de los siete (7) días calendario anteriores, ordenará la publicación de avisos, en los mismos términos del literal c) de este procedimiento. h) En caso de que uno de los transportadores de energía que haya designado el Centro Nacional de Despacho sea la misma persona jurídica que el agente moroso, y tal transportador no realice el programa de limitación de suministro, o lo incumpla, ocasionará que el programa se efectúe por parte del Centro Nacional de Despacho y/o el Centro Regional de Despacho correspondiente, cuando se disponga de telemando de los interruptores de las subestaciones del respectivo Sistema de Transmisión Regional y/o Distribución Local, o que se efectúe en las subestaciones que sirven de frontera con el Sistema de Transmisión Nacional y/u otro Sistema de Transmisión Regional y/o Distribución Local. Para el efecto, el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales ordenará la publicación de un aviso de prensa, en los términos del literal c) de este procedimiento, un día antes de que se inicie, donde se informe además que, debido al incumplimiento del transportador correspondiente, no se puede garantizar que el programa no afecte a los circuitos no desconectables, y/u otros agentes del mercado mayorista. i) En caso de que uno de los transportadores de energía que haya designado el Centro Nacional de Despacho sea una persona jurídica diferente del agente moroso, y tal transportador no realice el programa de limitación de suministro, o lo incumpla, responderá por los perjuicios causados por el agente que dio origen a este procedimiento. j) Los acuerdos de pago que se suscriban para suspender un programa de limitación de suministro deberán cumplir las condiciones comerciales que el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, en su calidad de mandatario de los agentes del mercado mayorista, considere que amparan los intereses de sus mandantes. Si un programa de limitación del suministro es suspendido por la suscripción de un acuerdo de pagos, y este se incumple, se continuará con aquel en el estado en que se encontraba antes de la suscripción del acuerdo, sin que sea posible suspenderlo por la suscripción de un nuevo acuerdo de pagos.
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k) El Centro Nacional de Despacho, en coordinación con el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales del Mercado Mayorista de Electricidad, suspenderá la limitación de suministro, desde las 48:00 horas antes de la fecha de realización de las jornadas de elección popular o de cualquier otra jornada democrática de votación prevista en la Ley 134 de 1994, que se adelanten en el territorio nacional y hasta las 48:00 después de la mencionada fecha. Transcurrido este plazo, se continuará con la limitación de suministro con la misma magnitud con que se venía aplicando, y su incremento se sujetará a lo dispuesto en el artículo 3.7.1.6 de esta resolución. PARÁGRAFO 1o. Parágrafo derogado. PARÁGRAFO 2o. Los daños y perjuicios ocasionados a los usuarios y terceros por el programa de limitación de suministro, serán responsabilidad del agente moroso que dio origen al presente procedimiento. (Fuente: R CREG 116/98, Art. 9) (Fuente: R CREG 039/10, Art. 2)
ARTÍCULO 3.7.1.10. COSTOS DE LOS PROGRAMAS DE LIMITACIÓN DEL SUMINISTRO. Todos los costos en que incurra el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales por la realización de un programa de limitación del suministro serán cargados a la cuenta del respectivo agente moroso, previa presentación de los soportes correspondientes. (Fuente: R CREG 116/98, Art. 10)
TÍTULO 2 POR LA CUAL SE MODIFICAN LAS REGLAS APLICABLES A LA LIMITACIÓN DE SUMINISTRO DE QUE TRATA LA RESOLUCIÓN CREG 116 DE 1998 ARTÍCULO 3.7.2.1. Los procedimientos de limitación de suministro que se hayan iniciado con anterioridad a la entrada en vigencia de la Resolución CREG 039 de 2010 se sujetarán a lo establecido en el artículo 4o de dicha resolución y para la aplicación del programa de limitación se tendrán en cuenta las siguientes magnitudes y horarios: ANTIGÜEDAD OBLIGACIONES VENCIDAS Entre 31 y 60 días calendario Entre 61 y 90 días calendario
DURACIÓN (Horas) 1 2
Entre 91 y 120 días calendario
3
Mayor a 120 días calendario
4
HORARIO DE INICIO Entre 07:00 y 13:00
Para este efecto los agentes que haya designado el Centro Nacional de Despacho deberán hacer una programación en la que se establezca el momento en que se realizará la desconexión de cada uno de los usuarios afectados. Esta programación será debidamente informada a los usuarios afectados, con al menos un día de antelación, así como al CND con la antelación que este lo requiera. En los avisos que debe publicar el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales se deberá informar a los usuarios el rango en el cual se pueden iniciar las desconexiones y la obligación del agente designado por el CND de informarles la programación de las desconexiones.
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(Fuente: R CREG 040/10, Art. 2)
ARTÍCULO 3.7.2.2. COSTOS POR LA EJECUCIÓN DE PROGRAMAS DE LIMITACIÓN DE SUMINISTRO. Los costos en que incurran los agentes designados por el CND por la ejecución de los programas de limitación de suministro serán asumidos por el agente incumplido que los ocasionó para lo cual aplicarán los mismos cargos de reconexión por nivel de tensión que conforme a lo establecido en el artículo 5o de la Resolución CREG 225 de 1997 estén incluidos en el contrato de condiciones uniformes que celebra con los usuarios finales su comercializador integrado. (Fuente: R CREG 040/10, Art. 3)
TÍTULO 3 POR EL CUAL SE AUTORIZA LA MODIFICACIÓN DE LA DEMANDA CALCULADA PARA EL DESPACHO ECONÓMICO HORARIO, CUANDO SEA NECESARIO, POR EFECTO DE LA APLICACIÓN DE LIMITACIONES, COMO PARTE DEL REGLAMENTO DE OPERACIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL ARTÍCULO 3.7.3.1. Cuando las limitaciones de suministro, que se deban aplicar en cumplimiento del Título 3.7.1, impliquen desviaciones en la demanda horaria de potencia calculada para el Despacho Económico Horario conforme a lo dispuesto en el numeral 3.1. del Código de Operación, el Centro Nacional de Despacho modificará diariamente dicha demanda horaria de potencia con el fin de ajustar el Despacho Económico. (Fuente: R CREG 013/99, Art. 1)
TÍTULO 4 POR LA CUAL SE COMPLEMENTAN LAS RESOLUCIONES CREG-116 DE 1998 Y CREG-070 DE 1999, EN LA APLICACIÓN DE LOS PROGRAMAS DE LIMITACIÓN DE SUMINISTRO DE ENERGÍA EN BOLSA QUE NO ESTÁ DESTINADA DIRECTAMENTE A ATENDER USUARIOS FINALES POR PARTE DE COMERCIALIZADORES Y GENERADORES MOROSOS, Y LA LIMITACIÓN A AGENTES MOROSOS POR INCUMPLIMIENTO EN LO REFERENTE AL ESQUEMA DE GARANTÍAS PARA LAS TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ENERGÍA, COMO PARTE DEL REGLAMENTO DE OPERACIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL ARTÍCULO 3.7.4.1. Limitación de suministro de energía en bolsa que no está destinada directamente a atender usuarios finales por parte de generadores y comercializadores morosos; y la limitación a agentes morosos por incumplimiento en lo referente al esquema de garantías para las transacciones internacionales de energía. Cuando en cumplimiento de lo establecido en las Resoluciones CREG-024 de 1995, CREG-116 de 1998, CREG-070 DE 1999 y demás regulación pertinente, el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC, encuentre incumplimientos en el otorgamiento, restitución o actualizaciones de los pagarés, pagos anticipados, garantías financieras, en los depósitos semanales o en los pagos de las facturas por parte de un comercializador o generador que compra energía en bolsa que no está destinada a atender directamente a usuarios finales, o
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en lo referente al esquema de garantías para las transacciones internacionales de energía, procederá en concordancia con lo dispuesto en esas resoluciones, en la presente resolución y en las que las modifiquen o adicionen. (Fuente: R CREG 001/03, Art. 1)
ARTÍCULO 3.7.4.2. MAGNITUD DEL PROGRAMA DE LIMITACIÓN DE SUMINISTRO DE ENERGÍA EN BOLSA. El programa de limitación de suministro de energía en bolsa a comercializadores y generadores morosos, de que trata esta Resolución, será de forma continua y por una magnitud igual a la energía no destinada directamente por el agente moroso a usuarios finales. PARÁGRAFO 1o. Los programas de limitación de suministro, de que trata esta Resolución, se realizarán sin perjuicio de las acciones legales que se adelanten contra el agente moroso. PARÁGRAFO 2o. Para efectos de lo dispuesto en la presente resolución, el incumplimiento en el otorgamiento, restitución o actualización de los pagarés, pagos anticipados y garantías, y los depósitos semanales, se asimilarán a mora en el pago de las obligaciones. PARÁGRAFO 3o. Los daños y perjuicios que los programas de limitación del suministro causen a los terceros afectados con esta medida, serán responsabilidad exclusiva del agente moroso que dio lugar a la limitación. (Fuente: R CREG 001/03, Art. 2)
ARTÍCULO 3.7.4.3. Asignación de la limitación de suministro de energía entre agentes del mercado Mayorista. La magnitud del programa de limitación de suministro de energía entre agentes del mercado mayorista de que trata el artículo 3.7.4.2 de esta resolución será asignada de acuerdo con el siguiente procedimiento: Contratos de largo plazo cuya solicitud de registro sea posterior a la entrada en vigencia de la presente resolución. Para el registro de contratos de largo plazo de que trata el Título 3.9.1, será requisito adicional a los establecidos en dicha resolución, informar el nivel de prioridad en orden de aplicación, asignando a cada uno un único número entero de manera secuencial, y definiendo la magnitud en porcentaje de la cantidad total del contrato no destinada a atender directamente usuarios finales, sobre las cuales se aplicará la limitación de suministro de que trata el Título 3.7.4. Dichas prioridad y magnitud deberán ser informadas por el agente vendedor bajo su entera responsabilidad por escrito al ASIC. Contratos de largo plazo en ejecución comercial. Para los contratos de largo plazo que se encuentren en operación comercial o para los cuales se haya solicitado el respectivo registro ante el ASIC, con anterioridad a la entrada en vigencia de la presente resolución, el agente vendedor deberá informar al ASIC bajo su responsabilidad, el nivel de prioridad en orden de aplicación, asignando a cada uno un único número entero de manera secuencial, y definiendo la magnitud en porcentaje de la cantidad total del contrato no destinada a atender directamente usuarios finales, sobre las cuales se aplicará la limitación de suministro de que trata el Título 3.7.4. Dichas prioridad y magnitud deberán ser informadas por dicho agente mediante escrito dirigido al ASIC en un término no mayor a 30 días calendario, contados a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución.
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PARÁGRAFO 1o. La prioridad y magnitud asignadas a un contrato no podrán ser modificadas durante la vigencia de dicho contrato. Una vez se termine el respectivo contrato registrado en el mercado de energía mayorista, el ASIC automáticamente reasignará las prioridades conservando el orden existente. PARÁGRAFO 2o. Para los contratos de largo plazo que se encuentren en ejecución comercial o para los cuales se haya solicitado el registro ante el ASIC, con anterioridad a la entrada en vigencia de la presente resolución, y dicha información no sea remitida dentro del término aquí establecido, el ASIC procederá a aplicar la limitación de suministro en forma proporcional a la magnitud de energía despachada en la bolsa para cada contrato del agente comercializador o generador moroso que no esté destinada a atender directamente a usuarios finales. PARÁGRAFO 3o. El procedimiento establecido en el presente artículo será aplicado por el ASIC las veces necesarias, hasta alcanzar la magnitud de la limitación de suministro de que trata el Título 3.7.4. (Fuente: R CREG 063/03, Art. 1)
ARTÍCULO 3.7.4.4. PROCEDIMIENTO PARA LA REALIZACIÓN DE LOS PROGRAMAS DE LIMITACIÓN DE SUMINISTRO. Para la realización del programa de limitación de suministro, de que trata esta resolución, se seguirán las siguientes reglas: a) El segundo (2o) día hábil a partir del vencimiento de la obligación, el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales –ASIC-, comunicará al agente que ha incumplido, a los agentes afectados con la limitación de suministro, sobre esta situación y las consecuencias que se pueden derivar del no cumplimiento de sus obligaciones, de acuerdo con lo dispuesto en la presente resolución. Asimismo, informará de tal situación a todos los agentes inscritos en el Mercado Mayorista y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, con el fin de que esta entidad esté informada de la posible existencia de alguna o varias de las causales establecidas en el artículo 59 de la Ley 142 de 1994. b) Cuando se trate de cualquiera de los conceptos facturados por el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales o el Administrador de cuentas por uso del Sistema Interconectado Nacional, se harán efectivas las garantías entregadas por el agente moroso a partir del día siguiente al vencimiento de la obligación, si el agente no ha realizado el pago de la misma. De este hecho se informará a todos los agentes inscritos en el mercado mayorista y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. Este procedimiento no requerirá la publicación de avisos en prensa. c) En caso de que se trate de obligaciones no cubiertas por la garantía, o los mecanismos previstos en la regulación, o que sean insuficientes para cubrir las obligaciones del agente, si el cuarto (4o) día hábil siguiente a la fecha en que se debió cumplir la obligación el agente moroso no ha cumplido la misma, el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales –ASIC- iniciará la limitación de suministro la cual se reflejará en la liquidación así: i. Cuando se trate de incumplimientos asociados al otorgamiento de las garantías y de los mecanismos alternativos de que trata el artículo 8.2.1.8 de esta resolución, la limitación de suministro se reflejará en la liquidación de transacciones del mercado de energía mayorista para el agente moroso desde el primer día del período a garantizar.
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ii. Cuando se trate de incumplimientos diferente a los indicados en el numeral anterior, la limitación de suministro se reflejará en la liquidación de transacciones del mercado de energía mayorista para el agente moroso desde el día calendario siguiente a la fecha de vencimiento de la obligación. El ASIC informará la situación a los agentes afectados. Asimismo, informará de tal situación a todos los agentes inscritos en el Mercado Mayorista y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, con el fin de que esta entidad esté informada de la posible existencia de alguna o varias de las causales establecidas en el artículo 59 de la Ley 142 de 1994. d) Si antes de los plazos previstos en los literales anteriores, el agente moroso cubre sus obligaciones, se cancelará este procedimiento, y se informará de tal hecho a todos los agentes inscritos en el Mercado Mayorista. e) Una vez iniciado el programa de limitación de suministro, este se mantendrá en las condiciones establecidas en el artículo 3.7.4.2 de la presente Resolución, hasta tanto el agente moroso cubra todas las obligaciones que originaron este, así como las que se hayan acumulado en fecha posterior al inicio de dicho procedimiento. f) Los acuerdos de pago que se suscriban para suspender un programa de limitación de suministro, deberán cumplir las condiciones comerciales que el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales –ASIC-, en su calidad de mandatario de los agentes del mercado mayorista, considere que amparan los intereses de sus mandantes. Si un programa de limitación del suministro es suspendido por la suscripción de un acuerdo de pagos, y este se incumple, se continuará con aquel programa en el estado en que se encontraba antes de la suscripción del acuerdo, sin que sea posible suspenderlo por la suscripción de un nuevo acuerdo de pagos. (Fuente: R CREG 001/03, Art. 3) (Fuente: R CREG 039/10, Art. 3)
ARTÍCULO 3.7.4.5. INFORMACIÓN. Para la aplicación del programa de limitación de suministro de que trata la presente resolución, se utilizará la información de que dispone el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales. (Fuente: R CREG 001/03, Art. 4)
PARTE 8 ESTATUTO DE RACIONAMIENTO - ESTATUTO PARA SITUACIONES DE RIESGO DE DESABASTECIMIENTO (descripción no original)
TÍTULO 1 ESTATUTO DE RACIONAMIENTO, COMO PARTE DEL REGLAMENTO DE OPERACIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL
CAPÍTULO 1 DISPOSICIONES GENERALES
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ARTÍCULO 3.8.1.1.1. INFORMACION GENERAL BASE PARA APLICAR UN RACIONAMIENTO PROGRAMADO. A más tardar el día quince (15) de marzo de 1999, las empresas que operen físicamente activos pertenecientes al STN, STRïs o SDLïs que tengan usuarios finales conectados, enviarán al CND en un formato definido por éste, un listado con la identificación de los circuitos aislables clasificados de acuerdo con el tipo de usuarios que se encuentren conectados a los mismos: 1. Circuito Residencial: Circuito en el cual el mayor porcentaje de la demanda de energía corresponde al sector residencial y cuya topología de conexión a los sistemas de transporte de energía, permite su desconexión individual del Mercado de Comercialización al que pertenece. 2. Circuito Comercial: Circuito en el cual el mayor porcentaje de la demanda de energía corresponde al sector comercial y cuya topología de conexión a los sistemas de transporte de energía, permite su desconexión individual del Mercado de Comercialización al que pertenece. 3. Circuito Industrial: Circuito en el cual el mayor porcentaje de la demanda de energía corresponde al sector industrial y cuya topología de conexión a los sistemas de transporte de energía, permite su desconexión individual del Mercado de Comercialización al que pertenece. 4. Circuito Oficial: Circuito en el cual el mayor porcentaje de la demanda de energía corresponde al sector oficial y cuya topología de conexión a los sistemas de transporte de energía, permite su desconexión individual del Mercado de Comercialización al que pertenece. 5. Circuito No Regulado Eléctricamente Aislable: Circuito al que se encuentra conectado exclusivamente un Usuario No Regulado y cuya topología de conexión a los sistemas de transporte de energía, permite su desconexión individual del Mercado de Comercialización al que pertenece. Los Circuitos descritos en los Numerales 1 a 4 deberán clasificarse en Desconectables y No Desconectables, entendiendo por Circuitos No Desconectables aquellos en los cuales se encuentran conectados usuarios que por la actividad que desarrollan no experimentarán suspensiones en el servicio de suministro de electricidad en situaciones de Racionamiento Programado (Hospitales, Clínicas, Acueductos, Aeropuertos, Cárceles, Instalaciones Militares y de Policía). Así mismo se deberá determinar para cada uno de los Circuitos (Numerales 1 a 5), un estimativo de la demanda semanal de energía asociada con cada uno de ellos, expresada en MWh y el respectivo porcentaje de la demanda total del Mercado de Comercialización correspondiente. PARAGRAFO 1o. Las empresas a las que se refiere el presente Artículo, mantendrán actualizado al CND, sobre las novedades que se presenten en sus sistemas con respecto a la clasificación y a las características propias de sus circuitos. PARAGRAFO 2o. La Superintendencia de Servicios Público Domiciliarios podrá en cualquier momento solicitar esta información y cuando sea del caso aplicará las sanciones previstas por la Ley, para aquellas empresas que no presenten la información a tiempo o no cumplan en un todo con lo expresado en esta Resolución.
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PARAGRAFO 3o. En todos los casos los Circuitos No Desconectables, deberán ser de uso exclusivo. Es decir, para que un Circuito pueda ser clasificado como No Desconectable, todos los usuarios servidos por dicho Circuito deberán tener la categoría de No Desconectable. Si en un mismo Circuito se encuentran conectados usuarios Desconectables y No Desconectables, el Circuito deberá clasificarse como Desconectable. En este caso los operadores de los STRïs y/o SDLïs respectivos deberán coordinar con estos usuarios el Programa de Racionamiento, de tal manera que se adecuen al cubrimiento de sus necesidades básicas. PARAGRAFO 4o. La información reportada por los operadores de los STRïs y/o SDLïs, sobre las características de sus Circuitos, deberá especificar la participación de los distintos Comercializadores en cada uno de ellos, cuando sea del caso. PARAGRAFO 5o. Cuando el CND no cuente con la información solicitada en el presente articulo este asumirá que todos los Circuitos de la empresa que no ha suministrado la información, corresponden a Circuitos Residenciales. (Fuente: R CREG 119/98, Art. 2)
ARTÍCULO 3.8.1.1.2. DECLARACION DE RACIONAMIENTO PROGRAMADO. El proceso de Declaración de Racionamiento se iniciará cuando tenga ocurrencia una de las siguientes situaciones: a) Cuando durante cinco (5) días, de los últimos siete (7) días calendario, el promedio aritmético de los valores del Precio en la Bolsa de Energía para el Mercado Domestico, correspondientes a los períodos de las 9 a las 12 horas y de las 18 a las 21 horas, iguale o supere el Precio Umbral. b) Cuando de los análisis sobre la situación energética del SIN de corto, mediano y largo plazo elaborados por el CND, de acuerdo con las disposiciones establecidas en el Reglamento de Operación y los criterios y supuestos que defina el CNO, se concluya que es necesario aplicar un Racionamiento Programado. c) Cuando se prevea que un Racionamiento de Emergencia, se prolongará por un período superior a quince (15) días, de acuerdo con el siguiente procedimiento de evaluación: cuando un Racionamiento de Emergencia supere los tres días continuos, el CNO junto con el CND, deberán evaluar la situación el cuarto día y establecer si la emergencia tendrá una duración superior a los quince (15) días continuos; si se establece que el Racionamiento de Emergencia sobrepasará los quince (15) días continuos, el CNO junto con el CND inmediatamente declararán el Racionamiento Programado, con base en las disposiciones de la presente Resolución. El Racionamiento de Emergencia se seguirá aplicando hasta el día anterior en que entre en vigencia el Racionamiento Programado. De ocurrir alguna de las situaciones planteadas en los literales a) y b) del presente Artículo se deberá seguir el siguiente procedimiento. El CND emitirá un concepto con recomendaciones específicas sobre la magnitud y la duración esperada del racionamiento.
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El concepto será enviado inmediatamente al Ministro de Minas y Energía, a la CREG y al Presidente del CNO, quien citará a reunión extraordinaria de dicho organismo con el fin de evaluar y emitir concepto sobre la necesidad de declarar Racionamiento Programado. El Ministro de Minas y Energía, una vez valorados los conceptos del CND y/o el CNO, tomará las decisiones a que hubiere lugar sobre la declaración de racionamiento, en los términos de la presente resolución, las cuales serán comunicadas al CNO y al CND para su aplicación. PARAGRAFO 1o. Si la recomendación de racionar obedece a la causal establecida en el literal a) del presente Artículo, el CND y el CNO para proponer la magnitud del racionamiento, tendrán en cuenta las disposiciones contenidas en el Artículo 6o de la presente Resolución. PARAGRAFO 2o. De tomarse la decisión por parte del Ministerio de Minas y Energía (literales a) y b) del presente Artículo) o por parte del CNO y del CND (literal c) del presente Artículo) de realizar un Racionamiento Programado, este empezará a ejecutarse en la hora cero del quinto (5) día después de haberse tomado la decisión. Ver en el anexo-A los cronogramas de tiempos con los cuales se detallan y coordinan el proceso de un Racionamiento Programado. (Fuente: R CREG 119/98, Art. 3)
ARTÍCULO 3.8.1.1.3. PROGRAMACION DEL RACIONAMIENTO. Una vez declarado el racionamiento, se aplicarán programas semanales (7 días calendario) de suspensión del servicio. En el quinto (5) día de la aplicación del Programa Semanal de Racionamiento de Energía establecido (Ver Artículo 9o de la presente Resolución), el CND efectuará un análisis sobre la persistencia de una o de varias de las señales que originaron la declaratoria (Ver anexo A ). De persistir la señal de déficit, el racionamiento se prorrogará de manera automática por una semana adicional. En este caso, el CND recomendará la magnitud de Racionamiento Programado aplicable, la cual será ratificada por el Ministro de Minas y Energía. (Fuente: R CREG 119/98, Art. 4)
ARTÍCULO 3.8.1.1.4. SUSPENSION DEL RACIONAMIENTO PROGRAMADO. El Ministro de Minas y Energía tomará la decisión de suspender un Racionamiento Programado después de valorar los conceptos del CND y/o el CNO, cuando se trate de las situaciones a) y b) del Artículo 3o. de la presente Resolución. El CNO y el CND tomaran la decisión de suspender un Racionamiento Programado cuando se trate de la situación c) del Artículo 3o. de la presente Resolución. (Fuente: R CREG 119/98, Art. 5)
ARTÍCULO 3.8.1.1.5. MAGNITUD DEL RACIONAMIENTO PROGRAMADO CON COBERTURA NACIONAL. Para determinar la magnitud de un Racionamiento Programado o Prorrogado con Cobertura Nacional y definir la cantidad de energía a abastecer el CNO tendrá en cuenta, además de los análisis energéticos, la siguiente relación Precios - Cantidades:
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donde : Eje Horizontal Porcentaje de la Demanda a Abastecer Eje Vertical
Costos (US$/MWh)
Costo =
"X" US$/MWh
Costo =
"Y" US$/MWh Costo del Segmento 4 de la Curva de Costos de Racionamiento estimada por UPME. Corresponde a un racionamiento del 90%.
Precio Umbral
Los costos que determinan la curva de Demanda a Abastecer y la metodología de actualización mensual en pesos de tales costos, serán revisados por la UPME anualmente. Los resultados de dichas revisiones serán publicados a más tardar el 30 de noviembre de cada año. (Fuente: R CREG 119/98, Art. 6)
ARTÍCULO 3.8.1.1.6. CALCULO DE LA DEMANDA A RACIONAR. Con base en la magnitud de racionamiento declarado (MR), expresado en porcentaje, el CND calculará el porcentaje a racionar ( ) aplicable a los circuitos, descontando de la demanda total, para dicho cálculo, la demanda de los Circuitos a los cuales no se les aplicará el racionamiento, según las prioridades establecidas en el Artículo 8o de la presente Resolución. (Fuente: R CREG 119/98, Art. 7)
ARTÍCULO 3.8.1.1.7. DISTRIBUCION DEL RACIONAMIENTO PROGRAMADO. De tomarse la decisión de racionar, el CND informará a todos los comercializadores el porcentaje de racionamiento asignado ( ), con el objeto de que estas empresas implementen o adecuen sus programas de racionamiento y coordinen con las empresas que operen físicamente activos en el STN, STR´s o SDL´s, que tengan usuarios finales conectados, el programa de interrupción de Circuitos. Dichas interrupciones se efectuarán de acuerdo con la siguiente guía de prioridades: MR (%)
Aplicación del Racionamiento por tipo de Circuito ( )1
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1.5%
MR
3.0%
Residenciales y Oficiales
3.0%
MR
5.0%
Residenciales, Oficiales y Comerciales (exceptuando los usuarios no regulados eléctricamente aislables)1
5.0%
MR
10.0%
MR > 10.0%
Residenciales, Oficiales, Comerciales e Industriales (exceptuando los usuarios no regulados eléctricamente aislables)1 Residenciales, Oficiales, Comerciales, Industriales1 y Usuarios no regulados eléctricamente aislables.
donde: MR: Magnitud Racionamiento Declarado (Expresado en Porcentaje con respecto a la Demanda Total). :
Porcentaje Promedio Semanal de Energía a racionar por Circuito.
PARAGRAFO. Racionamientos iguales o inferiores a 1.5%, serán manejados operativamente afectando el Voltaje de suministro de electricidad en el SIN. Para aplicar este racionamiento se procederá de acuerdo con las siguientes disposiciones: a) El CND evaluará la necesidad de aplicar este tipo de racionamiento en forma preventiva y previa a la declaración de un Racionamiento Programado, o si su aplicación debe postergarse hasta que se declare el Racionamiento Programado. Al respecto emitirá concepto con recomendaciones específicas sobre su duración y magnitud. b) Dicho concepto será enviado inmediatamente al Ministro de Minas y Energía, a la CREG y al Presidente del CNO, quien citará a reunión extraordinaria de dicho organismo con el fin de analizar la situación y emitir concepto sobre la necesidad de aplicar este tipo de racionamiento, su magnitud y su duración; c) Si el CNO emite concepto favorable su aplicación será: i) efectiva a partir del día siguiente, en caso de que la medida sea de carácter preventivo; o ii) efectiva a partir del día siguiente a la declaración del Racionamiento Programado. d) El racionamiento de que trata este parágrafo será coordinado por el CND y los CRDïs y manejado operativamente por los transportadores. e) La suspensión de esta medida se efectuará previa decisión del CNO si es de carácter preventivo, o cuando cese el Racionamiento Programado. (Fuente: R CREG 119/98, Art. 8)
ARTÍCULO 3.8.1.1.8. PROGRAMA SEMANAL DE RACIONAMIENTO DE ENERGIA. El CND informará a todos los comercializadores y éstos a las empresas que operen físicamente activos del STN, STR's o SDL's, la magnitud de la demanda de energía que deben racionar, especificando el respectivo porcentaje. La asignación del Racionamiento se basará en la información suministrada en desarrollo del el Articulo 2o. de la presente Resolución
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. Los comercializadores serán responsables de efectuar la distribución del racionamiento más apropiada entre sus diferentes clases de Circuitos, de acuerdo con lo establecido en el Artículo 8o. de la presente Resolución . Con base en la magnitud de racionamiento asignada, cada Comercializador, con treinta y dos (32) horas de antelación a la hora cero del inicio del racionamiento, o de cada semana a programar en caso de prórroga (Ver anexo-A), enviará al CND y a las empresas que operan físicamente activos del STN, STR's o SDL's, un Programa Semanal de Racionamiento de Energía que refleje el porcentaje (() establecido, de acuerdo con lo previsto en el Parágrafo 4o. del presente Artículo. El Programa Semanal de Racionamiento de Energía para cada comercializador, aplicable a todos los usuarios, se diligenciará de acuerdo con el siguiente formato: DÍA DE LA SEMANA Hora 1
Hora 2
Hora ...
Hora 24
DIA 1
MWh(1,1)
MWh(1,2)
…………….
MWh(1,24)
DIA 2
MWh(2,1)
MWh(2,2)
…………….
MWh(2,24)
MWh(7,1)
MWh(7,2)
…………….
MWh(7,24)
......... DIA 7
donde : MWh(i,j): Racionamiento Programado por el comercializador para el Día i en la Hora j; este racionamiento podrá ser ejecutado mediante apertura de circuitos o reducciones voluntarias de consumo (autorracionamiento). La consistencia y factibilidad de este Programa Semanal de Racionamiento para cada comercializador, se constatará por medio del cumplimiento de la siguiente expresión:
donde : :
Porcentaje Promedio Semanal de Energía a racionar para cada comercializador.
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Ds : Demanda semanal de los usuarios que serán racionados, de acuerdo con el Parágrafo del articulo 3.8.1.1.12 de la presente Resolución.
PARAGRAFO 1o. El CND en coordinación con los CRDïs verificará si las condiciones técnicas y operacionales resultantes, conllevan a restricciones operativas localizadas en alguna(s) parte(s) del Sistema Interconectado Nacional. En caso de que ésto ocurra, tales restricciones se deberán considerar previamente para determinar adecuadamente la distribución de la carga a desconectar. En este caso el CND ajustará el programa en coordinación con los agentes involucrados. De no ser posible el acuerdo, el CND ajustará el Programa de manera autónoma, previo concepto del CNO, informando en todo caso a los agentes sobre el Programa Semanal de Suministro de Energía que se deberá aplicar. PARAGRAFO 2o. Cuando el CND prevea que habrá un déficit de potencia en alguna(s) hora(s) específica(s), realizará de manera autónoma los ajustes correspondientes a los Programas de Racionamiento, informando en todo caso a los agentes del sistema. PARAGRAFO 3o. En caso de que un comercializador no envíe al CND el Programa Semanal de Racionamiento de Energía dentro de los términos estipulados, previo concepto del CNO, el CND de manera autónoma definirá dicho Programa, siendo de cumplimiento obligatorio las suspensiones que deberá efectuar la empresa que opere físicamente activos del STN, STR o SDL del Mercado de Comercialización respectivo. PARAGRAFO 4o. Cuando en un mismo Circuito exista más de un comercializador, el programa de suspensiones se hará de común acuerdo entre los comercializadores involucrados. Si no hay acuerdo entre ellos, el programa será definido por el comercializador que atienda la mayor demanda de energía en dicho Circuito, asegurando que el asignado a dichos comercializadores sea factible de cumplir. PARAGRAFO 5o. Con el objeto de preservar la seguridad en la operación del SIN, los comercializadores, al momento de seleccionar los Circuitos a Desconectar en cada hora, no podrán seleccionar simultáneamente Circuitos que en conjunto representen más del 50% de la potencia requerida en cada etapa del esquema de deslastre de carga. (Fuente: R CREG 119/98, Art. 9)
ARTÍCULO 3.8.1.1.9. PROGRAMA DE APERTURA DE CIRCUITOS. Cada comercializador informará a los transportadores del respectivo Mercado de Comercialización el programa semanal de apertura de circuitos, en cumplimiento de los Artículos 8o. y 9o. de la presente Resolución. (Fuente: R CREG 119/98, Art. 10)
ARTÍCULO 3.8.1.1.10. PRECIO DE BOLSA EN SITUACIONES DE RACIONAMIENTO. En caso de Racionamiento Programado o de Emergencia los agentes continuarán ofertando en la Bolsa de acuerdo con las reglas vigentes. El precio de Bolsa de Energía horario en la hora j del día i, será igual al precio ofertado por la planta o unidad marginal en el nivel de generación conforme al despacho ideal para atender la demanda comercial para esa hora. La liquidación de las transacciones se efectuará con las
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reglas vigentes. (Fuente: R CREG 119/98, Art. 11)
ARTÍCULO 3.8.1.1.11. PARTICIPACIÓN DE AUTOGENERADORES, COGENERADORES Y PLANTAS MENORES PARA AUMENTAR LA DISPONIBILIDAD DE ENERGÍA ELÉCTRICA ANTE RACIONAMIENTOS. Con el único propósito de aumentar la disponibilidad de energía eléctrica en el SIN, el CND evaluará la necesidad de contar con energía adicional proveniente de Autogeneradores, Cogeneradores y Plantas Menores ante racionamientos, y se aplicarán las siguientes reglas: a) Ante Racionamiento de Emergencia: El CND hará la evaluación en forma preventiva y previa a la declaración de un Racionamiento de Emergencia o durante una situación de Racionamiento de Emergencia, y se pronunciará sobre los siguientes aspectos: 1. Autorización para que los Autogeneradores, Cogeneradores y Plantas Menores con telemedida puedan participar transitoriamente en el mercado mayorista de electricidad, y puedan negociar su disponibilidad excedentaria, entendida como aquella capacidad instalada no registrada en el mercado mayorista, en los siguientes términos: 1.1. Ofertando directamente en la Bolsa, según la reglamentación vigente para determinar si la planta es o no despachada centralmente. La energía que sea vendida directamente en la bolsa será remunerada al Precio de Bolsa correspondiente. 1.2. Negociando la energía con comercializadores y/o generadores del SIN a precios pactados libremente. 2. Fecha de finalización de la autorización de que trata el numeral 1 del presente artículo. El día hábil siguiente a la autorización de que trata el presente literal, el CND deberá remitir a la CREG y al C.N.O la información que motivó dicha autorización. b) Ante Racionamiento Programado: El CND hará la evaluación en forma preventiva y previa a la declaración de un Racionamiento Programado o durante una situación de Racionamiento Programado y emitirá concepto con recomendaciones específicas sobre el período previsto de aplicación de esta medida. Dicho concepto será enviado inmediatamente al Ministro de Minas y Energía, a la CREG y al Presidente del CNO. Valorado el concepto del CND, el Ministro de Minas y Energía podrá anunciar públicamente que los agentes mencionados podrán participar transitoriamente en el mercado mayorista de electricidad. Los Autogeneradores, Cogeneradores y Plantas Menores con telemedida, podrán negociar su disponibilidad excedentaria, entendida como aquella capacidad instalada no registrada en el
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mercado mayorista, en los siguientes términos: 1. Ofertando directamente en la Bolsa según la reglamentación vigente para determinar si la planta es o no despachada centralmente. La energía que sea vendida directamente en la bolsa será remunerada al Precio de Bolsa correspondiente. 2. Negociándola con comercializadores y/o generadores del SIN a precios pactados libremente. El Ministro de Minas y Energía, previo concepto del CND, tomará la decisión sobre la fecha de suspensión de las transacciones que autoriza el presente literal b). (Fuente: R CREG 119/98, Art. 12) (Fuente: R CREG 190/09, Art. 1)
ARTÍCULO 3.8.1.1.12. DESVIACIONES CON RESPECTO AL PROGRAMA SEMANAL DE RACIONAMIENTO DE ENERGIA. Durante situaciones de Racionamiento Programado, las empresas que operen físicamente activos del STN, STR's o SDL's que tengan usuarios finales conectados, serán responsables ante los comercializadores que los atienden, por el cumplimiento del Programa de Apertura de Circuitos. Así mismo, los comercializadores serán responsables por el cumplimiento del Porcentaje Promedio Semanal de Energía a Racionar ( ) asignado. En la aplicación del Programa correspondiente no podrán excederse las siguientes desviaciones: ( ) Semanal ( )
Desviación Admisible
10.0%
10.0%
( )
20.0%
( )
20.0%
±
0.05*
±
0.03*
±
0.02 *
Las desviaciones semanales que excedan los valores admisibles, se sumarán o sustraerán del asignado a los comercializadores respectivos, en la tercera semana siguiente a la semana evaluada. Si durante la semana previa al levantamiento del racionamiento, se presentan desviaciones que exceden los valores admisibles, el SIC abrirá cuentas débito para cada uno de los comercializadores que hayan excedido la desviación, liquidándoles la energía que dejaron de racionar o racionaron en exceso con relación a la desviación admisible, al Precio Promedio de la Bolsa de Energía calculado durante todo el período de racionamiento. Los fondos recaudados, quedarán a disposición de la Superintendencia de Servicios Públicos, sin perjuicio de las sanciones que tal entidad decida implementar. PARAGRAFO 1o. La demanda de referencia semanal para cada comercializador se establecerá a partir de la demanda proyectada por la UPME, escenario medio, la cual será desagregada a nivel diario y por comercializador con base en la información histórica disponible en el SIC. Adicionalmente, la desagregación de la demanda de cada comercializador en sus diferentes tipos de usuarios se definirá a partir de los porcentajes obtenidos de la información relacionada en el artículo 2o. de la presente Resolución. En caso que un comercializador atienda o deje de atender nuevos
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clientes se modificará la demanda de referencia con base en la información enunciada anteriormente. PARAGRAFO 2o. En el caso de contratos de exportación de energía a las cuales aplique el Racionamiento, se tomará la demanda proyectada por la UPME, escenario medio, reflejando las condiciones contractuales pactadas. (Fuente: R CREG 119/98, Art. 13)
ARTÍCULO 3.8.1.1.13. RACIONAMIENTO DE EMERGENCIA. En caso de presentarse una situación que implique la aplicación de un Racionamiento de Emergencia, el procedimiento a seguir se reglamenta a continuación: a) El CND determinará la magnitud de la demanda horaria a desconectar, de acuerdo con las características e implicaciones de la emergencia. b) El CND deberá verificar si las condiciones técnicas y operacionales resultantes, conllevan a restricciones operativas localizadas en alguna(s) parte(s) del Sistema Interconectado Nacional. En caso de que esto ocurra, tales restricciones se deberán considerar previamente para determinar adecuadamente la distribución de la carga a desconectar. c) La distribución de la demanda a desconectar se hará en forma proporcional a la demanda horaria de cada área operativa. d) Cada Centro Regional de Despacho, de acuerdo con las instrucciones impartidas por el CND en desarrollo de los literales a) a c), distribuirá la demanda a desconectar entre los sistemas sobre los cuales ejerce control. e) La distribución de la demanda a desconectar entre los usuarios finales del servicio, dependerá de las características y duración prevista de la emergencia. En la medida de lo posible, la distribución de la demanda a desconectar seguirá los lineamientos establecidos en el Artículo 8o de la presente Resolución. De no ser posible, la distribución de la demanda a desconectar será el resultado de las restricciones y exigencias técnicas y operativas de cada sistema. (Fuente: R CREG 119/98, Art. 14)
CAPÍTULO 2 CRONOGRAMAS DE TIEMPOS CON LOS CUALES SE DETALLAN Y COORDINAN EL PROCESO DE UN RACIONAMIENTO PROGRAMADO (ANEXO A) ARTÍCULO 3.8.1.2.1. RACIONAMIENTO PROGRAMADO DECLARADO POR EL MINISTRO DE MINAS Y ENERGÍA.
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C) (Fuente: R CREG 119/98, ANEXO A Num. 1)
ARTÍCULO 3.8.1.2.2. RACIONAMIENTO DE EMERGENCIA QUE SE PUEDE CONVERTIR EN RACIONAMIENTO PROGRAMADO. DECLARADO POR EL CNO Y EL CND. Inicio Racionamiento Programado a las 0:00 horas del dia noveno.
Analisis del CND sobre las persistencia de las señales que originaron el R. Programado.
Inicio R. de Emergencia
R. de Emergencia
0
1
2
3
4
5
6
2a. Semana "prórroga"
1a.Semana R. Programado
7
8
9
10
11
12
13
14
1 día para que el CND prepare el Racionamiento Programado
Evaluación y declaración del Racionamiento Programado por parte del CNO y CND.
El CND informa la magnitud a Racionar.
(Fuente: R CREG 119/98, ANEXO A Num. 2)
15
16
17
18
19
20
21
22 (Días)
Envio por parte de los Comercializadores del Programa de Racionamiento para los siguiente 7 días, antes de las 4:00 p.m.
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TÍTULO 2 POR EL CUAL SE ESTABLECE EL ESTATUTO PARA SITUACIONES DE RIESGO DE DESABASTECIMIENTO EN EL MERCADO MAYORISTA DE ENERGÍA COMO PARTE DEL REGLAMENTO DE OPERACIÓN
CAPÍTULO 1 INICIO Y FINALIZACIÓN DEL PERIODO DE RIESGO DE DESABASTECIMIENTO ARTÍCULO 3.8.2.1.1. NIVELES DE ALERTA PARA SEGUIMIENTO DEL SISTEMA. Los niveles de alerta para el seguimiento del sistema estarán compuestos por los índices que a continuación se detallan. a) Índice ED. Los niveles de alerta del índice ED se definirán de acuerdo con la siguiente ecuación:
Si EDm
DMm en cualquiera de los meses del horizonte de análisis, el nivel de alerta será roja.
Si EDm > DMm en todos de los meses del horizonte de análisis, el nivel de alerta será verde. Donde: n: Plantas hidráulicas con asignación de OEF. k: Plantas térmicas con asignación de OEF. EDH,i,m: Energía Disponible de Corto Plazo de la planta hidráulica i con asignación de OEF en kWh/día para el mes m. Se calculará según lo definido en el Anexo 1. EDT,i: Energía Disponible de Corto Plazo de la planta térmica i con asignación de OEF en kWh/día. Se calculará según lo definido en el Anexo 1. Aplicará para todas las tecnologías que utilicen turbinas de vapor o gas y sean despachadas centralmente. GsT,i: Generación real promedio de la planta térmica i en kWh/día de los siete (7) días anteriores a la fecha de cálculo de los índices de que trata el presente artículo. Aplicará para todas las tecnologías que utilicen turbinas de vapor o gas y sean despachadas centralmente. DMm: Demanda proyectada promedio día del mes m en kWh/día. El promedio día corresponderá al valor proyectado para el mes de análisis dividido por el número de días de dicho mes. Se calculará con base en el escenario medio de las proyecciones más recientes de la UPME al momento del cálculo. EDPNDC: Energía disponible de las plantas no despachadas centralmente. Corresponderá a la energía firme verificada por el CND más recientemente al momento del cálculo del índice.
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b) Índice PBP. Se calculará el promedio aritmético del PBP de los siete (7) días anteriores a la fecha de cálculo de los índices de que trata el presente artículo. Cuando el promedio del PBP sea mayor o igual al precio diario ofertado de la planta térmica más costosa de las declaradas disponibles, durante cinco (5) días de los siete (7) días, el nivel de alerta del índice PBP será roja y si es menor que dicho precio diario ofertado, el nivel de alerta será verde. c) Índice AE. Si en el análisis energético el Valor Esperado de Racionamiento de Energía Condicionado (VEREC) es mayor que 0% para alguno de los meses de análisis, el nivel de alerta será roja. Si el VEREC es igual a 0% en todos los meses de análisis, el nivel de alerta será verde. (Fuente: R CREG 026/14, Art. 2)
ARTÍCULO 3.8.2.1.2. DEFINICIÓN DE LA CONDICIÓN DEL SISTEMA DE ACUERDO CON LOS NIVELES DE ALERTA. La condición del sistema, de acuerdo con la combinación de los niveles de alerta, será la que se define conforme a la siguiente tabla:
La condición de vigilancia se confirmará si la variable HSIN del mes anterior al mes del cálculo de los índices, es menor del 90% del promedio histórico de aportes. En caso de que HSIN sea igual o mayor al 90%, se pasará a condición normal. (Fuente: R CREG 026/14, Art. 3)
ARTÍCULO 3.8.2.1.3. PERIODICIDAD DE LA EVALUACIÓN DE LOS NIVELES DE ALERTA Y DEFINICIÓN DE LA CONDICIÓN DEL SISTEMA. Los niveles de alerta y la definición de la condición del sistema los calculará y evaluará mensualmente el Centro Nacional de Despacho, CND, para un horizonte de 12 meses a partir del mes de cálculo, y los publicará en su página web dentro de los diez (10) primeros días de cada mes. Para estas evaluaciones se considerará la última información disponible. En condición de Riesgo o Vigilancia los niveles de alerta los evaluará el CND semanalmente y los publicará en su página web a más tardar el tercer día hábil de la semana. PARÁGRAFO. La primera publicación de los niveles de alerta y definición de la condición del
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sistema de que trata este artículo se hará a más tardar dentro de los primeros diez (10) días del cuarto mes siguiente a la entrada en vigencia de esta resolución. (Fuente: R CREG 026/14, Art. 4)
ARTÍCULO 3.8.2.1.4. INICIO DEL PERÍODO DE RIESGO DE DESABASTECIMIENTO. El inicio del período de riesgo de desabastecimiento se dará cuando como resultado de la evaluación se determine que se está en condición de Riesgo. (Fuente: R CREG 026/14, Art. 5)
ARTÍCULO 3.8.2.1.5. FINALIZACIÓN DEL PERÍODO DE RIESGO DE DESABASTECIMIENTO. La finalización del período de riesgo de desabastecimiento se dará cuando como resultado de la evaluación se determine que se está en condición Normal o en condición de Vigilancia. (Fuente: R CREG 026/14, Art. 6)
CAPÍTULO 2 MECANISMO PARA SOSTENIMIENTO DE LA CONFIABILIDAD ARTÍCULO 3.8.2.2.1. MECANISMO PARA SOSTENIMIENTO DE LA CONFIABILIDAD. Durante el período de riesgo de desabastecimiento se aplicarán las siguientes reglas para la venta y embalse de energía para garantizar la sostenibilidad de la confiabilidad: a) Compromiso. La cantidad de generación hidráulica evitada en el despacho del día t por cumplimiento de la generación térmica requerida para cumplir la condición de generación térmica total o la cantidad definida para administrar un racionamiento programado se entenderá vendida al mercado y será entregada posteriormente en el día t+q. b) Garantía de entrega. La entrega de la energía vendida como se establece en el literal a, se garantizará físicamente manteniéndola embalsada desde la fecha de venta hasta la fecha de entrega. c) Cantidad. La cantidad de energía vendida y embalsada se calculará aplicando las reglas establecidas en el artículo 3.8.2.2.2 de la presente resolución. d) Contabilidad. El CND y/o ASIC harán la contabilidad de las cantidades de energía embalsada y precio ofertado para cada recurso con energía vendida y embalsada. También llevarán, día a día, la cuenta de la cantidad acumulada de energía embalsada objeto de compromiso. Las cantidades de energía vendida y embalsada se acumularán y se descontarán del nivel del embalse real para efectos de la verificación del Nivel ENFICC Probabilístico. Sólo se podrá adquirir compromiso mediante las ventas de energía de que trata el literal a de este artículo, por la energía remanente. e) Precio del compromiso. El precio al que se le pagará al agente la energía que sea vendida
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y embalsada desde el día t será el precio ofertado para ese día t, reconociendo el costo financiero desde la fecha de la venta y hasta la fecha de entrega o hasta un (1) mes después de la fecha de finalización del período de riesgo de desabastecimiento, lo primero que ocurra, a una tasa igual a la certificada por la Superintendencia Financiera, para la modalidad de crédito de consumo y ordinarios, que esté vigente en la fecha de la liquidación. f) Entrega de la energía vendida y embalsada. La energía del compromiso se entregará al mercado cuando haya sido generada en el día t+q, siendo t+q los días desde t+1 hasta la fecha de entrega, como resultado de la aplicación de las siguientes condiciones: i) Durante el periodo de riesgo de desabastecimiento. Durante el periodo de riesgo de desabastecimiento se aplicarán las siguientes reglas: 1. Para plantas con asignación de compromisos EVE en el despacho del día t para la operación del día t+1. El CND ajustará la oferta de precio de la planta i al Precio de Oferta Ajustado y si es despachada en el despacho real se descontará del compromiso EVE la correspondiente generación real. 2. Para plantas sin asignación de compromisos EVE en el despacho del día t para la operación del día t+1 aplica lo siguiente: a) Planta i sin compromisos EVE. El CND no ajustará el precio de oferta de la planta i; b) Planta i con compromisos EVE y sin Energía Remanente. El CND ajustará la oferta de precio de la planta i al Precio de Oferta Ajustado y si es despachada en el despacho real se descontará del compromiso EVE la correspondiente generación real; c) Planta i con compromisos EVE y con Energía Remanente. Para Predespacho Ideal que considera las ofertas de precio y disponibilidad de todas las plantas de generación, posterior a la adquisición del compromiso de EVE que trata el , se aplicarán las siguientes reglas: – Si la generación del día de la planta i es superior a la Energía Remanente, se ajustará la oferta de precio al Precio de Oferta Ajustado y si es despachada en el despacho real se descontará del compromiso EVE la correspondiente generación real. – Si la generación del día de la planta i es inferior o igual a la Energía Remanente, no se ajustará la oferta de precio. ii) Fuera del período de riesgo de desabastecimiento. El precio de oferta de la energía vendida y embalsada de la planta i será el precio ofertado por el agente para la planta respectiva y si es despachada en el despacho real se descontará del compromiso la correspondiente generación real, hasta cuando termine de entregar la totalidad de dicha energía. g) Forma de pago. El pago de la energía vendida y embalsada se realizará conforme a las siguientes reglas: i) El ASIC liquidará, con las reglas vigentes, la energía vendida y embalsada en el momento de su entrega al mercado. ii) Con el valor de la energía vendida y embalsada que se haya entregado al mercado se pagará
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al agente. iii) La diferencia entre el precio del compromiso y el valor de la energía vendida y embalsada en el momento de la entrega ( PEVE), se asignará a la demanda, a través de las restricciones en las liquidaciones correspondientes al mes m según las siguientes reglas: 1. Si PEVE es menor que cero (0) y su valor es menor que el costo de las restricciones del mes m, se asignará a aliviar las restricciones de dicho mes. Si es mayor se asignará a aliviar las restricciones del mes m, el excedente se asignará al mes siguiente y así sucesivamente hasta completar todo el valor del EVE. 2. Si PEVE es mayor que cero (0) se asignará a la demanda en el mes de entrega un valor máximo de 5$/kWh de costo unitario. El excedente se aplicará en el siguiente mes sin superar el límite señalado y así sucesivamente hasta completar el PEVE. iv) En el cálculo de estos valores el ASIC reconocerá el costo financiero a una tasa igual a la certificada por la Superintendencia Financiera para la modalidad de crédito de consumo y ordinarios, que esté vigente en la fecha de la liquidación del mes en que se realice la entrega. h) Finalización de las ventas de energía y el embalsamiento de energía. La finalización de las ventas de energía y embalsamiento de energía se dará cuando se haya finalizado el período de riesgo de desabastecimiento o se supere la cantidad máxima a embalsar. PARÁGRAFO. A más tardar transcurridos treinta (30) días calendario de publicada la presente resolución en el Diario Oficial, el ASIC deberá entregar a la CREG el procedimiento que utilizará para aceptar, contabilizar y liquidar la entrega de la energía vendida y embalsada. Dicho procedimiento será publicado por el Director Ejecutivo mediante circular en la página web de la CREG. En dicho procedimiento se deberá tener en cuenta que el procedimiento de cálculo de la cantidad de Energía Vendida y Embalsada para el despacho del día t, se ejecutará antes de la asignación de los recursos que presten el servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia (AGC). En caso de requerirse un proceso de desempate se realizará utilizando la regla establecida en la regulación vigente para el despacho diario, conservando el orden de asignación aleatorio establecido en el desempate realizado al recibir las ofertas de precio para el despacho económico. (Fuente: R CREG 026/14, Art. 7) (Fuente: R CREG 155/14, Art. 1)
ARTÍCULO 3.8.2.2.2. ENERGÍA VENDIDA Y EMBALSADA, EVE. La energía vendida y embalsada por agentes con plantas hidráulicas se determinará por el CND aplicando las siguientes reglas: a) El CND establecerá la cantidad de energía a vender y embalsar para cumplir con la generación térmica total que establezca el análisis energético adelantado por el CNO, con miras a mantener la confiabilidad del SIN, para lo cual utilizará el predespacho ideal. b) El CND seleccionará de entre las ofertas de precio y declaración de disponibilidad recibidas,
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las plantas hidráulicas cuyo precio de oferta sea el menor, su nivel de embalse no supere el Nivel de Probabilidad de Vertimiento, NPV, evaluado en energía y tengan embalsada la energía que la planta generaría en los períodos del día en que salga en el predespacho ideal, hasta igualar o superar la energía a vender y embalsar calculada en el punto anterior. c) La cantidad de energía que pueda embalsar una planta con cadena de embalses será igual a la suma de la energía de los embalses y la cantidad de energía vendida y embalsada por esa planta se almacenará empezando con el embalse de mayor capacidad y así sucesivamente. d) La cantidad de energía vendida y embalsada por la planta i en el día t será considerada como generación para el cumplimiento de las Obligaciones de Energía Firme (OEF) de dicha planta. Si el valor sobrepasa las OEF, el excedente se podrá utilizar para cubrir contratos en el mercado secundario de energía firme que tenga la planta. Para el efecto, en el artículo 3.16.10.2.1 de esta resolución, la variable Obligación Diaria de Energía Firme respaldada por la planta de generación i del generador j en el día d del mes m con EVE será: ODEFRi,j,d,m=ODEFRR071/06–EVEAi,j,d,m Donde: ODEFRi,j,d,m:
Obligación Diaria de Energía Firme respaldada por la unidad o planta de generación i del generador j en el día d del mes m. ODEFRR071/06: Obligación Diaria de Energía Firme respaldada por la unidad o planta de generación i del generador j en el día d del mes m calculada según el artículo 3.16.10.2.1 de esta resolución o aquellas que la modifiquen. EVEAi,j,d,m: Energía Vendida y Embalsada Ajustada por la planta de generación i del generador j en el día d del mes m que será máximo la EVE que iguale la ODEFR a cero. El exceso de EVE se aplicará para cubrir contratos del mercado secundario que tenga la planta i. Cuando el precio de bolsa supere el precio escasez, el exceso de EVE se considerará, únicamente para efectos del despacho de contratos de respaldo y declaraciones de respaldo, como generación ideal. (Fuente: R CREG 026/14, Art. 8) (Fuente: R CREG 155/14, Art. 2)
ARTÍCULO 3.8.2.2.3. CANTIDAD MÁXIMA A EMBALSAR. La cantidad máxima a embalsar en cada período de riesgo de desabastecimiento será propuesta por el CND al Ministerio de Minas y Energía para que este defina el valor a aplicar. La cantidad máxima a embalsar que proponga el CND deberá tener en cuenta los siguientes criterios: i) Deberá ser la menor cantidad requerida. ii) Deberá tener en cuenta las variables de estado del sistema.
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iii) Las cantidades a embalsar se revisarán semanalmente, cuando menos. PARÁGRAFO. A más tardar transcurridos sesenta (60) días calendario de publicada la presente resolución en el Diario Oficial, el CND deberá entregar a la CREG la propuesta de la metodología para definir la cantidad a embalsar para que la Comisión la evalúe y posteriormente la adopte mediante resolución. (Fuente: R CREG 026/14, Art. 9)
ARTÍCULO 3.8.2.2.4. EXPORTACIONES DE ENERGÍA DURANTE EL PERÍODO DE RIESGO DE DESABASTECIMIENTO. Durante el período de riesgo de desabastecimiento, las exportaciones de energía definidas en las transacciones diarias de la bolsa se harán de acuerdo con las reglas definidas en el Capítulo 3.8.2.4 de la presente resolución. (Fuente: R CREG 026/14, Art. 10)
CAPÍTULO 3 DETERMINACIÓN DE LA ENERGÍA DISPONIBLE DE CORTO PLAZO (ED) DE PLANTAS DE GENERACIÓN (ANEXO 1)
SECCIÓN 1 INTRODUCCIÓN ARTÍCULO 3.8.2.3.1.1. INTRODUCCIÓN. La ED de las plantas de generación se determinará de acuerdo con las siguientes reglas: (Fuente: R CREG 026/14, ANEXO 1)
SECCIÓN 2 ED DE PLANTAS HIDRÁULICAS (EDH)
SUBSECCIÓN 1 ED PLANTAS HIDRÁULICAS CON EMBALSE ARTÍCULO 3.8.2.3.2.1.1. ED PLANTAS HIDRÁULICAS CON EMBALSE. La ED de las plantas hidráulicas con embalse se determinará aplicando las siguientes reglas: i) La ED de las plantas de generación estará compuesta por: a) la EDICO que es la máxima generación diaria que puede entregar constantemente durante el período de doce (12) meses, contados a partir del mes de análisis para todas las series de aportes históricos, e iniciando con el nivel del embalse, y b) la EDACP para cada mes del período de análisis que es la Energía Disponible Adicional de corto plazo que es la energía adicional a la EDICO. ii) La ED se determinará mensualmente utilizando el nivel del embalse declarado por el agente
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representante de la planta para el día de inicio del análisis. iii) La ED será calculada por el CND utilizando el modelo HIDENFICC modificado para incorporar lo señalado en los numerales anteriores, el cual será publicado para tal fin por la Dirección Ejecutiva de la CREG mediante circular. Los datos de aportes hídricos históricos y parámetros de las plantas que se utilicen serán los últimos valores declarados por los agentes. (Fuente: R CREG 026/14, ANEXO 1 Num. 1.1)
SUBSECCIÓN 2 ED DE PLANTAS FILO DE AGUA ARTÍCULO 3.8.2.3.2.2.1. ED DE PLANTAS FILO DE AGUA. La ED de las plantas filo de agua o las plantas que no tengan embalse asociado se considerará igual a su ENFICC. (Fuente: R CREG 026/14, ANEXO 1 Num. 1.2)
SECCIÓN 3 ED DE PLANTAS TÉRMICAS (EDT) ARTÍCULO 3.8.2.3.3.1. ED DE PLANTAS TÉRMICAS (EDT). La ED de las plantas térmicas se determinará diariamente aplicando la siguiente fórmula: EDT = CEN x (1 - IHdía) x 24 Donde: CEN: Capacidad Efectiva Neta en kW IHdía: Índice de Indisponibilidad Histórica día en p.u. (Fuente: R CREG 026/14, ANEXO 1 Num. 2)
CAPÍTULO 4 REGLAS PARA LAS EXPORTACIONES DE ENERGÍA DURANTE EL PERÍODO DE RIESGO DE DESABASTECIMIENTO (ANEXO 2) ARTÍCULO 3.8.2.4.1. REGLAS PARA LAS EXPORTACIONES DE ENERGÍA DURANTE EL PERÍODO DE RIESGO DE DESABASTECIMIENTO (ANEXO 2). Durante el período de riesgo de desabastecimiento las exportaciones de energía definidas en las transacciones diarias de la bolsa se harán de acuerdo con las siguientes reglas: 1. Sólo se podrá exportar energía eléctrica para suplir generación de seguridad en el país importador, haciendo uso de generación de plantas térmicas operando con combustibles líquidos que no se requieran en el despacho económico para cubrir demanda total doméstica o nacional.
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2. El ASIC liquidará y facturará todos los costos en que incurra el mercado exportador, incluyendo costos adicionales causados por esta operación para la entrega de la energía eléctrica, según lo establecido en la regulación para las exportaciones de corto plazo. 3. El precio de generación de exportación por generación de seguridad en el país importador será el de la planta con mayor precio ofertado, incrementado con los precios de arranque – parada variabilizados por la generación. 4. En el evento que se esté atendiendo con generación de seguridad las exportaciones a los países con que se realizan intercambios de energía, los precios de generación para cada exportación se estimarán con el recurso más costoso que atienda cada una de ellas, iniciando con el país con el cual se tienen acuerdos regulatorios. (Fuente: R CREG 026/14, ANEXO 2)
TÍTULO 3 POR EL CUAL SE ESTABLECEN LOS PROCEDIMIENTOS DEL ESTATUTO PARA SITUACIONES DE RIESGO DE DESABASTECIMIENTO Y SE DICTAN OTRAS DISPOSICIONES
CAPÍTULO 1 DISPOSICIONES GENERALES (descripción no original) ARTÍCULO 3.8.3.1.1. PROCEDIMIENTO PARA LA ASIGNACIÓN DE LOS COMPROMISOS EVE. El procedimiento que aplicará el CND para la asignación de los compromisos EVE a plantas hidráulicas de acuerdo con el embalse remanente, de que trata el literal a) del artículo 3.8.2.2.2 de esta resolución, será el definido en el Capítulo 3.8.3.2 de la presente resolución. (Fuente: R CREG 155/14, Art. 3)
ARTÍCULO 3.8.3.1.2. PROCEDIMIENTO PARA CONTABILIZAR Y LIQUIDAR LA ENERGÍA VENDIDA Y EMBALSADA. El procedimiento para contabilizar y liquidar la energía vendida y embalsada, de que trata el parágrafo del artículo 3.8.2.2.1 de esta resolución, será el definido en el Anexo 2 de la presente resolución . (Fuente: R CREG 155/14, Art. 4)
ARTÍCULO 3.8.3.1.3. PROCEDIMIENTO PARA ESTABLECER LA CANTIDAD MÁXIMA A EMBALSAR. El procedimiento para definir la cantidad máxima a embalsar, de que trata el parágrafo del artículo 3.8.2.2.3 de esta resolución, será el definido en el Capítulo 3.8.3.4 de la presente resolución. (Fuente: R CREG 155/14, Art. 5)
ARTÍCULO 3.8.3.1.4. PROCEDIMIENTO PARA PROGRAMAR Y LIQUIDAR LAS EXPORTACIONES DE ENERGÍA EN CONDICIONES DE RIESGO DE DESABASTECIMIENTO. El procedimiento para programar y liquidar las exportaciones de energía en condiciones de riesgo de desabastecimiento, de acuerdo con lo establecido en el
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artículo 3.8.2.2.4 de esta resolución, será el definido en el Anexo 4 de la presente resolución . (Fuente: R CREG 155/14, Art. 6)
ARTÍCULO 3.8.3.1.5. PRUEBAS DE DISPONIBILIDAD EN CONDICIÓN DE RIESGO. Durante la condición de riesgo definida en el artículo 3.8.2.1.2 de esta resolución, las plantas de generación hidráulicas con Energía Vendida y Embalsada (EVE) no serán consideradas para las pruebas de disponibilidad de que trata el artículo 3.16.6.1.1 de esta resolución. (Fuente: R CREG 155/14, Art. 7)
ARTÍCULO 3.8.3.1.6. NIVEL DEL EMBALSE PARA RECONCILIACIÓN POSITIVA A PLANTAS HIDRÁULICAS CON EVE DURANTE EL PERIODO CRÍTICO. Durante el periodo crítico para la aplicación de la metodología del cálculo de la reconciliación positiva de que trata el Capítulo 3.2.12.1 para plantas hidráulicas con EVE, el nivel del embalse que se utilizará será el nivel del embalse reportado menos los compromisos EVE que tenga embalsados la planta. (Fuente: R CREG 155/14, Art. 8)
ARTÍCULO 3.8.3.1.7. LIQUIDACIÓN Y FACTURACIÓN DEL CARGO POR CONFIABILIDAD, SECCIÓN 3.16.17.1, DE PLANTAS HIDRÁULICAS QUE ENTREGAN EVE. Las plantas hidráulicas que entregan EVE en el día d se les remunerará el Cargo por Confiabilidad, para lo cual se aplicarán las siguientes reglas dentro del proceso de liquidación y facturación de que trata el artículo 3.16.17.1.1 de la presente resolución: i) La Remuneración Real Individual Diaria de la Obligación de Energía asociada a la planta de generación (RRID) se determinará con las reglas definidas en el artículo 3.16.17.1.1 de esta resolución; ii) El valor VDi de la planta se calcula según las reglas definidas en el artículo 3.16.17.1.1 de la presente resolución; iii) El valor a recaudar por la planta i con EVE se determinará como: VRi,m = (CEREm – PCCi,m) x EVEi,m + (Gi,m – EVEi,m) x CEREm iv) La demanda (D) como beneficiaria de la venta del EVE tendrá el siguiente valor a recaudar: VRD,m = PCCi,m x EVEi,m El valor VRD,m se debe incluir en la liquidación y facturación del Cargo por Confiabilidad. El valor a distribuir a la demanda por Cargo por Confiabilidad, VDD, es cero (0). (Fuente: R CREG 155/14, Art. 9)
ARTÍCULO 3.8.3.1.8. IMPLEMENTACIÓN DE LOS PROCEDIMIENTOS. Los procedimientos definidos en la presenta resolución serán implementados por el CND y el ASIC, según
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corresponda, en un plazo máximo de treinta (30) días calendario después de su entrada en vigencia. (Fuente: R CREG 155/14, Art. 10)
CAPÍTULO 2 PROCEDIMIENTO PARA LA ASIGNACIÓN DE COMPROMISOS EVE A PLANTAS HIDRÁULICAS (ANEXO 1) ARTÍCULO 3.8.3.2.1. PROCEDIMIENTO PARA LA ASIGNACIÓN DE COMPROMISOS EVE A PLANTAS HIDRÁULICAS (ANEXO 1). El procedimiento que aplicará el CND para la asignación de los compromisos EVE en el Predespacho Ideal del día t a plantas hidráulicas de acuerdo con el embalse remanente, según lo establecido en el literal a) del artículo 3.8.2.2.2 de esta resolución, será el siguiente: Paso 1: Previo a la asignación de compromisos EVE, el CND ajustará la oferta de precio de la planta i al Precio de Oferta Ajustado para aquellas plantas de generación con compromisos EVE y sin Energía Remanente. Paso 2: Se efectuará un predespacho ideal y se identificará la diferencia entre la generación térmica de este predespacho y la generación térmica total objetivo para este día, día t. Paso 3: Si la diferencia del Paso 2 es negativa, se realizará asignación de compromisos EVE a la planta hidráulica cuyo precio de oferta sea menor y cumpla con lo establecido en el literal b del artículo 3.8.2.2.2 de esta resolución. El CND ajustará la oferta de precio según lo definido en el numeral i) del literal f) del artículo 3.8.2.2.1 de esta resolución. Paso 4: Nuevamente se verificará la condición establecida en el Paso 2, y de no cumplirse se aplicará nuevamente la regla establecida en el Paso 3. Lo anterior hasta que el predespacho ideal cumpla con la generación térmica total objetivo o no existan plantas a los cuales pueda realizarse adquisición de compromiso, lo que primero ocurra. (Fuente: R CREG 155/14, ANEXO 1)
CAPÍTULO 3 PROCEDIMIENTO PARA CONTABILIZAR Y LIQUIDAR LA ENERGÍA VENDIDA Y EMBALSADA (ANEXO 2)
SECCIÓN 1 CONTABILIZACIÓN DIARIA Y LIQUIDACIÓN HORARIA DE EVE ARTÍCULO 3.8.3.3.1.1. DURANTE EL PERIODO DE RIESGO DE DESABASTECIMIENTO SE APLICARÁ EL SIGUIENTE PROCEDIMIENTO. Al inicio de cada día, el ASIC realizará el siguiente procedimiento para contabilizar la energía vendida y embalsada acumulada (QEVE), que tiene disponible el recurso de generación hidráulico i, la cual será tenida en cuenta por el CND para realizar el despacho en el día t para la operación del día t+1.
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2.1.1. Si en el día t-1, el recurso de generación i estaba programado por el despacho para entrega de EVE, el ASIC realizará las siguientes evaluaciones para este recurso. A. Contabilización de EVE a) Si la generación real del recurso i el día t-1 es superior a la suma de la energía vendida y embalsada acumulada (QEVE) del día t-1 y los compromisos EVE asignados al recurso i el día t-1, entonces: 1. La energía vendida y embalsada entregada al sistema (GEVE) para el día t-1, será igual a la suma de: -- La energía vendida y embalsada acumulada (QEVE) en el día t-1. -- Los compromisos EVE asignados al recurso i el día t-1. 2. La energía vendida y embalsada acumulada (QEVE) para el inicio del día t será igual a CERO. b) Si la generación real del recurso i el día t-1 es menor o igual a la suma de la energía vendida y embalsada acumulada (QEVE) del día t-1 y los compromisos EVE asignados al recurso i el día t-1, entonces: 1. La energía vendida y embalsada entregada al sistema (GEVE) para el día t-1, será igual a la generación real del recurso i ese mismo día. 2. La energía vendida y embalsada acumulada (QEVE) para el inicio del día t será igual a: QEVEi,t,m t =Max[0, QEVEi,t–1, m
t–1 +
EVEi,t–1,m
t–1,PR –
GEVEi,t–1, m
t–1]
Donde:
QEVEi,t-1, m
Cantidad de energía vendida y embalsada acumulada por el recurso i, al inicio del día t-1, en el mes m al cual pertenece el día t-1. EVEi,t-1,m t–1,PR : Cantidad de energía vendida y embalsada asignada para el recurso i, para el día t-1, en el mes m al cual pertenece el día t-1 y para un periodo de riesgo PR. GEVEi,t-1, m t–1: Cantidad de energía vendida y embalsada entregada por el recurso i al sistema por compromisos EVE, en el día t-1, en el mes m al cual pertenece el día t-1. QEVEi,t,m t: Cantidad de energía vendida y embalsada acumulada por el recurso i al inicio del día t, en el mes m al cual pertenece el día t. Esta será la cantidad que el CND utilizará en el despacho que se realiza el día t. i: Recurso de generación hidráulico. t: Día en el que se realiza el despacho del día de operación t+1, es t–1:
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PR:
el día actual. Periodo de riesgo en el cual se adquirió la EVE, esta característica se utilizará al momento de hacer la liquidación del compromiso.
Nota: Para las asignaciones de EVE que realice el CND en el despacho del día t, tendrá en cuenta las cantidades EVE programadas para entrega o embalse que se hayan dispuesto en el despacho realizado el día t-1, para la operación del día t. Para ello utilizará la generación programada del recurso i. B. Liquidación horaria de EVE Para realizar la liquidación horaria de GEVE para un recurso de generación i que estaba programado por el CND para entregar EVE al sistema en condiciones de riesgo, el ASIC realizará el siguiente procedimiento: a) Identificará las cantidades de energía vendida y embalsada (EVE) asignadas por el CND en fechas anteriores al día t que no se hayan entregado al sistema; b) Ordenará las cantidades de EVE identificadas en el orden en el que fueron adquiridas, iniciando desde la más antigua hasta la asignada por el CND en el día t-1; c) En este orden serán tenidas en cuenta las cantidades de EVE para cumplir con la energía vendida y embalsada entrega (GEVE) del día t-1; d) En el mismo orden se realizará periodo a periodo las entregas de la energía vendida y embalsada (EVE) seleccionadas en el punto c, iniciando desde el periodo 1 hasta agotar la energía vendida y embalsada entregada (GEVE) del día t-1; e) La liquidación de la energía vendida y embalsada entregada (GEVE) se realizará periodo a periodo, teniendo en cuenta el precio al cual fue adquirido cada compromiso EVE, actualizado tal como lo establece el literal e) del artículo 3.8.2.2.1 de esta resolución; f) El precio del compromiso (PEVE) se actualizará teniendo en cuenta sí la energía vendida y embalsada entregada al sistema (GEVE) es realizada dentro del periodo de riesgo PR en el cual fue asignado el compromiso o en otro diferente, esto para efectos de lo establecido en el literal e) del artículo 3.8.2.2.1 de esta resolución; g) Para cada periodo se determinará el valor en pesos de la energía vendida y embalsada entregada al sistema (GEVE); h) Para cada periodo, se tendrá la cantidad de EVE entregada al sistema por cada compromiso adquirido; i) La suma de las cantidades de energía vendidas y embalsadas (EVE) entregadas periodo a periodo deberán ser igual a la (GEVE) del día t-1; j) Si no se entrega un compromiso EVE en su totalidad con la energía vendida y embalsada entregada (GEVE) en el día t-1, el excedente del compromiso EVE será considerado en días
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posteriores cuando el mismo sea entregado. 2.1.2. Si el día t-1, el recurso de generación i no estaba programado por el despacho para entrega de EVE, el ASIC realizará las siguientes evaluaciones para este recurso. A. Contabilización de EVE a) Si la generación real del recurso el día t-1 es superior a la energía remanente ER del recurso i al inicio del día t-1, entonces: 1. La energía vendida y embalsada entregada al sistema (GEVE) para el día t-1, será igual a la diferencia entre la Generación real GREA del día t-1 y la energía remanente ER del día t-1, sin superar la suma de la energía vendida y embalsada acumulada (QEVE) del día t-1 y los compromisos EVE asignados al recurso i el día t-1, tal como se expresa a continuación:
Donde:
ERi,t-1,m
t–1:
GREAi,t-1,p,m t–1:
Energía remanente del recurso i para el día t-1, en el mes m al cual pertenece el día t. Generación real del recurso i para el día t-1 en el periodo p, en el mes m al cual pertenece el día t.
2. La energía vendida y embalsada acumulada (QEVE) para el inicio del día t, será igual a la suma de: -- La energía vendida y embalsada acumulada (QEVE) en el día t-1 -- Los compromisos EVE asignados al recurso i el día t-1. Descontando la energía vendida y embalsada entregada al sistema (GEVE) para el día t-1, tal como se expresa a continuación: QEVEi,t,m t = QEVEi,t–1,m
t–1 +
EVEi,t–1,m
t–1,PR –
GEVEi,t–1,m
t–1
En caso, de presentarse valores negativos de QEVEi,t,m t, el valor será igual a cero. b) Si la generación real del recurso el día t-1 es menor o igual a la energía remanente ER del recurso i al inicio del día t-1, entonces: 1. La energía vendida y embalsada entregada al sistema (GEVE) para el día t-1, será igual a cero. 2. La energía vendida y embalsada acumulada (QEVE) para el inicio del día t será igual a la
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expresión indicada en el numeral 2 del punto a) del numeral 2.1.2. B. Liquidación horaria de EVE Para realizar la liquidación horaria de GEVE para un recurso de generación i que no estaba programado por el CND para entregar EVE al sistema en condiciones de riesgo, el ASIC realizará el siguiente procedimiento: a) Identificará las cantidades de energía vendida y embalsada (EVE) asignadas por el CND en fechas anteriores al día t que no se hayan entregado al sistema; b) Ordenará las cantidades de EVE identificadas en el orden en el que fueron adquiridas, iniciando desde la más antigua hasta la asignada por el CND en el día t-1; c) En este orden serán tenidas en cuenta las cantidades de EVE para cumplir con la energía vendida y embalsada entrega (GEVE) del día t-1; d) La energía remanente ER del día t-1, será descontada periodo a periodo desde el periodo 1, hasta agotar la ER del día t-1; e) Si la Energía Remante ER del día t-1 es menor a la generación real (GREA) del día t-1, se utilizará periodo a periodo la energía vendida y embalsada entregada (GEVE) teniendo en cuenta el orden descrito en punto c, iniciando desde el periodo en el cual se haya agotado la energía remanente ER del día t-1, hasta agotar la energía vendida y embalsada entregada (GEVE) del día t-1; f) La liquidación de la energía vendida y embalsada entregada (GEVE) se realizará periodo a periodo, teniendo en cuenta el precio al cual fue adquirido cada compromiso EVE, actualizado tal como lo establece el literal e) del artículo 7o de la Resolución CREG 026 de 2014; g) El precio del compromiso (PEVE) se actualizará teniendo en cuenta si la energía vendida y embalsada entregada al sistema (GEVE) es realizada dentro del periodo de riesgo PR en el cual fue asignado el compromiso o en otro diferente, esto para efectos de lo establecido en el literal e) del artículo 7o de la Resolución CREG 026 de 2014; h) Para cada periodo se determinará el valor en pesos de la energía vendida y embalsada entregada al sistema (GEVE); i) Para cada periodo, se tendrá la cantidad de EVE entregada al sistema por cada compromiso adquirido; j) La suma de las cantidades de energía vendidas y embalsadas (EVE) entregadas periodo a periodo deberán ser igual a la (GEVE) del día t-1; k) Si no se entrega un compromiso EVE en su totalidad con la energía vendida y embalsada entregada (GEVE) en el día t-1, el excedente del compromiso EVE será considerado en días posteriores cuando el mismo sea entregado. (Fuente: R CREG 155/14, ANEXO 2 Num. 2.1)
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ARTÍCULO 3.8.3.3.1.2. DURANTE EL PERIODO DE VIGILANCIA O NORMALIDAD SE APLICARÁN LOS SIGUIENTES CÁLCULOS. Al inicio de cada día, el ASIC realizará el siguiente procedimiento para contabilizar la energía vendida y embalsada acumulada (QEVE), que tiene disponible el recurso de generación hidráulico i, siempre y cuando exista una cantidad de energía vendida y embalsada acumulada (QEVE), mayor que cero. En caso de que el recurso de generación i no tenga cantidad de energía vendida y embalsada acumulada (QEVE) para el día t-1, el valor (QEVE) para el día t será igual a la suma de: – La energía vendida y embalsada acumulada (QEVE) en el día t-1. – Los compromisos EVE asignados al recurso i en el día t-1. 2.2.1. Teniendo en cuenta que el sistema no está en condición de riesgo, el recurso de generación r está programado para entrega de EVE. Por tanto los cálculos que realizará el ASIC serán los siguientes: A. Contabilización de EVE a) Si la generación real del recurso i el día t-1 es superior a la energía vendida y embalsada acumulada (QEVE) del día t-1, entonces: 1. La energía vendida y embalsada entregada al sistema (GEVE) para el día t-1, será igual a la energía vendida y embalsada acumulada (QEVE) en el día t-1. 2. La energía vendida y embalsada acumulada (QEVE) para el inicio del día t será igual a: QEVEi,t,m t = QEVEi,t–1,m
t–1 +
EVEi,t–1,m
t–1,PR –
GEVEi,t–1,m
t–1
a) Si la generación real del recurso i el día t-1 es menor o igual a la energía vendida y embalsada acumulada (QEVE) del día t-1, entonces: 1. La energía vendida y embalsada entregada al sistema (GEVE) para el día t-1, será igual a la cantidad de generación real (GREA) del día t-1. 2. La energía vendida y embalsada acumulada (QEVE) para el inicio del día t será igual a: QEVEi,t,m t = QEVEi,t–1,m
t–1 +
EVEi,t–1,m
t–1,PR –
GEVEi,t–1,m
t–1
En caso, de presentarse valores negativos de energía vendida y embalsada acumulada (QEVE) para el día t, el valor será igual a cero. B. Liquidación horaria de EVE Para realizar la liquidación horaria de la energía vendida y embalsada entregada (GEVE) por un recurso de generación i en condiciones de vigilancia o normalidad, el ASIC realizará el descrito en el literal B del numeral 2.1.1.
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(Fuente: R CREG 155/14, ANEXO 2 Num. 2.2)
ARTÍCULO 3.8.3.3.1.3. ACLARACIONES A LA CONTABILIZACIÓN DIARIA Y LIQUIDACIÓN HORARIA DE EVE. a) Todos los días del mes m, el ASIC realizará este procedimiento para cada recurso de generación i desde el primer día del mes m, hasta el día t, siendo t el día de cálculo o el día actual perteneciente al mes m; b) Para efectos de un ajuste a la facturación del mes m, el QEVE del último día del mes anterior m-1 utilizado para calcular el QEVE del primer día del mes m, será el utilizado en la versión TXF de la liquidación del mes m-1; c) Para la liquidación diaria mes m, el QEVE del último día del mes anterior m-1 utilizado para calcular el QEVE del primer día del mes m, será el utilizado en la última versión disponible de la liquidación del mes m-1 que no corresponda a un ajuste; d) Cuando se dé inicio a este procedimiento las variables (QEVE y EVE) del día t-1, serán iguales a cero; e) Un mismo recurso de generación i podrá tener compromisos EVE adquiridos en diferentes periodos de riesgo. (Fuente: R CREG 155/14, ANEXO 2 Num. 2.3)
SECCIÓN 2 VALORACIÓN DEL COMPROMISO DE EVE ARTÍCULO 3.8.3.3.2.1. VALORACIÓN DEL COMPROMISO DE EVE. Una vez se entregue al sistema cualquier cantidad de la Energía Vendida y Embalsada EVE (GEVEi,t,p,m t) esta será liquidada al precio del compromiso, según lo establecido en el literal g) del artículo 3.8.2.2.1 de esta resolución. Para establecer el valor a asignar a la demanda, el ASIC realizará el siguiente cálculo:
Donde:
Delta que contabiliza los ingresos del generador asociados a la entrega de cada una de las EVEj valoradas al precio del compromiso respectivo y el descuento de los ingresos recibidos por el generador que se definen a continuación. GEVEi,d,p,EVEj: Cantidad de Energía Vendida y Embalsada que es entregada por el generador i, en el periodo p del día d. Ci,p:
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PCi,EVEj:
GREAi,p:
El subíndice EVEj representa cada segmento de EVE para aquellos casos en los cuales en un mismo periodo se esté entregando Energía Vendida y Embalsa de dos o más compromisos diferentes. Precio del compromiso al cual será reconocida la cantidad GEVEi,EVEj El subíndice EVEj representa cada segmento de EVE para aquellos casos en los cuales en un mismo periodo se esté entregando Energía Vendida y Embalsa de dos o más compromisos diferentes. Generación Real del recurso de generación hidráulico i en el periodo p.
La variable ITi,p, será calculada con la siguiente ecuación: ITi,p= GIi,p * PRCP +ValorRec(+)i,p – ValorRec(–)i,p + ValorAGCi,p – ResAGCi,p Donde:
GIi,p:
Generación Ideal del recurso de generación hidráulico i en el periodo p. Puede ser Generación Ideal nacional, TIE o Internacional. PRCP: Precio de bolsa en el periodo p que se reconocerá a la GIi,p. ValorRec(+)i,p: Valor recibido por concepto de Reconciliaciones Positivas para el recurso de generación hidráulico i en el periodo p. ValorRec(–)i,p: Valor a cargo por concepto de Reconciliaciones Negativas para el recurso de generación hidráulico i en el periodo p. ValorAGCi,p: Valor recibido por concepto de Remuneración del Servicio de AGC para el recurso de generación hidráulico i en el periodo p. ResAGCi,p: Valor a cargo por concepto de Responsabilidad Comercial de AGC para el recurso de generación hidráulico i en el periodo p. (Fuente: R CREG 155/14, ANEXO 2 Num. 3)
SECCIÓN 3 ACTUALIZACIÓN DEL PRECIO DE COMPROMISO ARTÍCULO 3.8.3.3.3.1. ACTUALIZACIÓN DEL PRECIO DE COMPROMISO. Para la actualización del precio de compromiso se tendrá en cuenta lo establecido en literal e) y el numeral iv) del literal g) del artículo 3.8.2.2.1 de esta resolución. De acuerdo con lo anterior, el ASIC realizará el siguiente proceso: a) Actualizará cada precio de oferta (precio de compromiso) según las normas establecidas en el Título 3.8.2; b) Contabilizará las entregas de energía vendida y embalsada, comenzando la entrega de la energía al precio de la primera energía vendida al mercado, hasta realizar la entrega total de
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la energía vendida y embalsada; c) En caso que en un periodo se esté entregando energía vendida y embalsada de dos o más compras diferentes, cada una de las entregas será valorada al respectivo precio de compromiso con su respectiva actualización; d) El literal e) del artículo 3.8.2.2.1 de esta resolución, establece: “Precio del compromiso. El precio al que se le pagará al agente la energía que sea vendida y embalsada desde el día t será el precio ofertado para ese día t, reconociendo el costo financiero desde la fecha de la venta y hasta la fecha de entrega o hasta un (1) mes después de la fecha de finalización del periodo de riesgo de desabastecimiento, lo primero que ocurra, a una tasa igual a la certificada por la Superintendencia Financiera, para la modalidad de crédito de consumo y ordinarios, que esté vigente en la fecha de la liquidación”. Para efectos de la aplicación del literal e) del artículo 3.8.2.2.1 de esta resolución, el ASIC entenderá la expresión “hasta un (1) mes después de la fecha de finalización del periodo de riesgo de desabastecimiento”, así: “treinta (30) días calendario siguientes a la fecha de finalización del periodo de riesgo de desabastecimiento”. La regla contenida en el literal e) del artículo 3.8.2.2.1 de esta resolución, se aplicará independientemente de que se haya activado nuevamente la condición de Riesgo de Desabastecimiento. (Fuente: R CREG 155/14, ANEXO 2 Num. 4)
CAPÍTULO 4 PROCEDIMIENTO PARA LA DEFINICIÓN DE LA CANTIDAD MÁXIMA A EMBALSAR (ANEXO 3) ARTÍCULO 3.8.3.4.1. PROCEDIMIENTO PARA LA DEFINICIÓN DE LA CANTIDAD MÁXIMA A EMBALSAR (ANEXO 3). El procedimiento para la definición de la cantidad máxima a embalsar de que trata el parágrafo del artículo 3.8.2.2.3 de esta resolución será el siguiente: (Fuente: R CREG 155/14, ANEXO 3)
ARTÍCULO 3.8.3.4.2. DEFINICIÓN DE LA CONDICIÓN DEL SISTEMA. De acuerdo a lo establecido en el artículo 3.8.2.1.3 de esta resolución, el Centro Nacional de Despacho (CND), definirá la condición del sistema de la semana (s+1) a más tardar los días viernes de la semana (s) de acuerdo a los resultados de los niveles de alerta de seguimiento del sistema, en caso de decretarse la condición de Riesgo de Desabastecimiento se determinará el periodo de Riesgo de Desabastecimiento a partir del día lunes hasta el día domingo de la semana (s+1). (Fuente: R CREG 155/14, ANEXO 3 Num. 1)
ARTÍCULO 3.8.3.4.3. GENERACIÓN TÉRMICA TOTAL. Una vez el sistema se encuentre bajo periodo de Riesgo de Desabastecimiento, el Consejo Nacional de Operación (CNO) deberá entregar al CND, la Generación Térmica Total que establezca el análisis energético, de
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acuerdo a lo indicado en el literal a) del artículo 3.8.2.2.2 de esta resolución. El CNO deberá entregar al CND los valores de la Generación Térmica Total diaria expresados en GWh con tres decimales, correspondientes a los 7 días calendario de la respectiva semana del periodo de Riesgo de Desabastecimiento, iniciando el lunes y finalizando el domingo. Dichos valores deben ser entregados al CND los días viernes de la semana anterior a la programación de la Generación Térmica Total en el despacho económico, así: Tabla 1. Reporte Generación Térmica Total. FECHA [dd/mm/aaaa] Fecha día 1 Fecha día 2 Fecha día 3 Fecha día 4 Fecha día 5 Fecha día 6 Fecha día 7
GENERACIÓN TÉRMICA TOTAL [GWh-día] XX.XXX XX.XXX XX.XXX XX.XXX XX.XXX XX.XXX XX.XXX
(Fuente: R CREG 155/14, ANEXO 3 Num. 2)
ARTÍCULO 3.8.3.4.4. DEFINICIÓN DE LA CANTIDAD MÁXIMA A EMBALSAR. Una vez se disponga del valor de Generación Térmica Total para el día t+1 y se hayan recibido las ofertas de precio y declaraciones de disponibilidad por parte de los generadores para este día, el CND establecerá la Cantidad Máxima a Embalsar en GWh-día para el día t+1 como la cantidad requerida para alcanzar como mínimo la Generación Térmica Total del día t+1 en el predespacho ideal de este día. La cantidad a embalsar para cumplir con la Generación Térmica Total se determinará diariamente en el despacho económico, siguiendo el procedimiento establecido en el artículo 3.8.2.2.2 de esta resolución y aquellas que la modifiquen o sustituyan. El CND hará un seguimiento diario al cumplimiento de la Generación Térmica Total programada en el predespacho ideal frente a la generación térmica en la operación real, el resultado de este seguimiento será informado diariamente al CNO, quien deberá evaluar la necesidad de determinar un nuevo valor de Generación Térmica Total para los días restantes de la semana. El CND determinará diariamente la cantidad a embalsar con base en la Generación Térmica Total diaria del predespacho ideal; sin embargo si la evolución del Sistema Interconectado Nacional durante la semana en curso lo amerita, el CNO podrá realizar ajustes de la Generación Térmica Total diaria para los días restantes de la semana en curso, teniendo presente el cumplimiento de los tiempos de programación del despacho económico. En caso de estarse aplicando un Racionamiento Programado según lo previsto en el Título 3.8.1, Estatuto de Racionamiento, que implique una menor demanda y por tanto un menor uso de los recursos generación hidráulicos, se mantendrá la aplicación de la Cantidad Máxima a Embalsar en tanto se mantenga la condición de riesgo del sistema definida en el Estatuto de Desabastecimiento. (Fuente: R CREG 155/14, ANEXO 3 Num. 3)
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ARTÍCULO 3.8.3.4.5. REPORTE DE LA CANTIDAD MÁXIMA A EMBALSAR. En cumplimiento del artículo 3.8.2.2.2 de esta resolución, el cual establece que la Generación Térmica Total debe cumplirse diariamente en el predespacho ideal y dado que la Cantidad Máxima a Embalsar es función de este valor, el CND reportará los días viernes al Ministerio de Minas y Energía (MME) la Generación Térmica Total definida por el CNO para la semana del periodo de riesgo, con el objeto que sean evaluados dichos valores y se aprueben antes de las 08:00 horas del día en que se realizará la programación de dicha generación. En caso de no recibirse respuesta, el CND programará los valores definidos por el CNO hasta tanto se indique lo contrario. El valor reportado al MME como Cantidad Máxima a Embalsar y Cantidad Neta Embalsada corresponderá a la cantidad requerida para alcanzar como mínimo la Generación Térmica Total en el predespacho ideal, y por tanto, dependerá de los precios de oferta, las declaraciones de disponibilidad y el nivel de embalse disponible en cada una de las plantas, información que sea entregada diariamente al CND por cada uno de los agentes. Por tanto, el CND reportará diariamente, antes de la publicación del despacho económico, al MME la Cantidad Máxima a Embalsar, en energía agregada equivalente para el SIN e incluirá un reporte de la Cantidad Neta Embalsada del sistema, la cual tendrá en cuenta la cantidad embalsada y la energía entregada al sistema en los días anteriores al reporte, aplicando las siguientes reglas: a) Para recursos de generación con uno o más embalses asociados a una sola planta de generación, el factor de conversión del recurso será igual al factor de conversión de la cadena: Ej. 10GWh como cantidad a embalsar en el Recurso R
1 MW/(m3/seg) = 3.6 GWh/Mm3 b) Para los recursos de generación que estén establecidos en la regulación vigente para ser ofertados como cadenas de generación, el factor de conversión del recurso será igual al factor de conversión de la cadena y estará dado como la suma del factor de conversión de las plantas que conforman la cadena: Ej. 10GWh como cantidad a embalsar en el Recurso R
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c) Para los recursos de generación que no estén establecidos en la regulación vigente para ser ofertados como cadenas de generación y se encuentren físicamente encadenados, el factor de conversión a considerar para el reporte de la Cantidad Máxima a Embalsar estará dado como la suma de los factores de conversión de cada una de las plantas de generación aguas abajo del embalse: Ej. 10GWh como cantidad a embalsar en el Recurso R
Ej. 10GWh como cantidad a embalsar en el Recurso S
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(Fuente: R CREG 155/14, ANEXO 3 Num. 4)
CAPÍTULO 5 PROCEDIMIENTO PARA PROGRAMAR Y LIQUIDAR LAS EXPORTACIONES DE ENERGÍA EN CONDICIONES DE RIESGO DE DESABASTECIMIENTO (ANEXO 4)
SECCIÓN 1 INTRODUCCIÓN (descripción no original) ARTÍCULO 3.8.3.5.1.1. 4. PROCEDIMIENTO PARA PROGRAMAR Y LIQUIDAR LAS EXPORTACIONES DE ENERGÍA EN CONDICIONES DE RIESGO DE DESABASTECIMIENTO. El procedimiento para programar y liquidar las exportaciones de energía en condiciones de riesgo de desabastecimiento de acuerdo con establecido en el artículo 3.8.2.2.4 de esta resolución deberá tener en cuenta las características técnicas de los recursos de generación térmicos que operando con combustibles líquidos se requieran para cubrir la generación de seguridad en el país importador. Dichas características técnicas, mínimos técnicos, mínimo tiempo el línea, carga estable, entre otras, deberán ser consideradas para efectos de la formación del precio de exportación, teniendo presente que debe liquidarse en los períodos de exportación todos los costos asociados con dichas características técnicas, incluso aquellas que se presentan en períodos distintos a los períodos de exportación. El procedimiento para la programación y liquidación de las transacciones por seguridad del país importador será el siguiente: (Fuente: R CREG 155/14, ANEXO 4)
SECCIÓN 2 PROGRAMACIÓN DE LAS EXPORTACIONES DE ENERGÍA
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ARTÍCULO 3.8.3.5.2.1. PROGRAMACIÓN DE LAS EXPORTACIONES DE ENERGÍA. Paso 1. Diariamente y antes de las 10:00 horas, cada operador del sistema deberá poner a disposición a su contraparte el Programa de Importación por Seguridad para cada enlace internacional. Paso 2. Diariamente y antes de las 13:00 horas, cada operador del sistema deberá poner a disposición de su contraparte el Precio de Oferta en el Nodo de Exportación horario para un único segmento correspondiente al programa de importación por seguridad solicitado y el Precio Máximo de Importación. Paso 3. El Operador del Sistema que haya solicitado generación de seguridad, entre las 13:00 y las 13:35 horas, deberá indicar a su contraparte que reafirma en su totalidad el programa de importación de seguridad solicitado, dicho programa de generación de seguridad no podrá sufrir cambios al reportado inicialmente. El Precio de Oferta en el Nodo Frontera para Exportación estará dado por la siguiente expresión: PONEi = Máx{Precio_Bolsa_TIE,i , Costo_Planta,i } + Costo_Medio_Restricciones_e + Cargos_Uso_STN_e + Cargos_Uso_STR_e,i + Cargos_Conexión_Col_QX,i + Cargos_CND_ ASIC_e + Costo_Pérdidas_STN_e, Qx,i + Costo_Pérdidas_STR_e,Qx,i. Donde el Costo_Planta,i corresponde al costo total incurrido para atender el programa de generación de seguridad variabilizado en este programa. En caso que se atienda con recursos de generación que tenga tiempos en línea superiores al horizonte del despacho se tendrá en cuenta la información disponible para realizar el mejor estimativo de costos. (Fuente: R CREG 155/14, ANEXO 4 Num. 1)
ARTÍCULO 3.8.3.5.2.2. EXPORTACIONES DE ENERGÍA ELÉCTRICA. Solamente se podrá exportar energía eléctrica para suplir generación de seguridad en el país importador, para lo cual se hará uso de generación de plantas térmicas operando con combustibles líquidos que no se requieran para cubrir la demanda total doméstica. Para la programación y liquidación de las exportaciones de energía, el ASIC aplicará los procedimientos definidos en el Anexo número 4 de la Resolución CREG 155 de 2014. PARÁGRAFO. A las plantas de generación térmica que operen con combustibles líquidos y que generen para atender las exportaciones de energía eléctrica, no les aplicará la opción definida en la Sección 3.16.10.4.2. (Fuente: R CREG 009/16, Art. 1)
ARTÍCULO 3.8.3.5.2.3. VIGENCIA. Esta resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial y regirá mientras esté vigente el Decreto número 2108 de 2015 o hasta cuando se superen las circunstancias que originaron su adopción, lo cual será determinado por la CREG mediante acto administrativo.
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(Fuente: R CREG 009/16, Art. 2)
SECCIÓN 3 OPERACIÓN DE LAS EXPORTACIONES DE ENERGÍA ARTÍCULO 3.8.3.5.3.1. OPERACIÓN DE LAS EXPORTACIONES DE ENERGÍA. Respecto de las transacciones internacionales programadas, el Centro Nacional de Despacho tendrá en cuenta las siguientes consideraciones en la operación en tiempo real: a) Procurará, en la medida de lo posible, que la energía de exportación en Condiciones de Riesgo de Desabastecimiento sea menor o igual a la magnitud de energía programada en plantas térmicas operando con combustibles líquidos para cubrir la generación de seguridad en el país importador; b) Los redespachos que se soliciten por parte del país importador deberán ser procesados teniendo en cuenta la disponibilidad y las características técnicas de las plantas térmicas que operen con combustibles líquidos no requeridas para atender la demanda nacional; c) Si los redespachos que se soliciten por parte del país importador son inferiores al mínimo técnico de la planta que opera con combustible líquido, el país importador deberá asumir el sobrecosto de tener dicha planta en línea. Además deberá asumir el sobrecosto que impongan las características técnicas de dicha planta, rampas de arranque, tiempo mínimo de generación, tiempo en carga estable, entre otras; d) Los ajustes solicitados por parte del país importador al programa de intercambios que deban ser realizados en tiempo real, se harán considerando que el intercambio no deberá ser mayor a la disponibilidad de las plantas programadas para atender el requerimiento y considerando las limitaciones según las características técnicas de las mismas. (Fuente: R CREG 155/14, ANEXO 4 Num. 2)
SECCIÓN 4 LIQUIDACIÓN DE LAS EXPORTACIONES DE ENERGÍA ARTÍCULO 3.8.3.5.4.1. LIQUIDACIÓN DE LAS EXPORTACIONES DE ENERGÍA. Para efectos de la liquidación de las exportaciones de energía en condiciones de riesgo de desabastecimiento, el ASIC tendrá en cuenta la información operativa de las exportaciones programadas a plantas térmicas operando con combustibles líquidos. A continuación se describen los aspectos a tener en cuenta para la liquidación de los recursos térmicos que operando con combustibles líquidos, atienden la generación por seguridad del país importador y las consideraciones asociadas con las exportaciones en el despacho ideal. (Fuente: R CREG 155/14, ANEXO 4 Num. 3)
ARTÍCULO 3.8.3.5.4.2. LIQUIDACIÓN DE LOS RECURSOS QUE ATIENDEN LA GENERACIÓN POR SEGURIDAD DEL PAÍS IMPORTADOR. En virtud de los establecido en
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los numerales 2 y 3 del Anexo 2 de la Resolución CREG 026 de 2014 , en los cuales se reglamenta que el ASIC facturará todos los costos en los que incurra el país exportador a un precio equivalente al mayor de los precios de oferta de los recursos que participan en la exportación, la liquidación de la exportación se realizará bajo los siguientes criterios: a) La generación asociada a los recursos de generación térmicos que operan con combustible líquidos para atender la generación de seguridad del país importador, serán considerados en el mercado de energía mayorista de acuerdo con las reglas establecidas en la regulación vigente; b) A las plantas operando con combustibles líquidos identificadas por el CND para cubrir generación de seguridad en el país importador, se les asignará una remuneración adicional, de presentarse, valorando la exportación de energía al precio establecido en el numeral 3 del Anexo 2 de la Resolución CREG 026 de 2014 restando los pagos obtenidos por transacciones de energía en la bolsa; c) Para aquellos casos en los cuales un recurso de generación que opera con combustible líquido se encuentre simultáneamente atendiendo importación por seguridad del país importador y generación para la demanda nacional, el valor de los costos de arranque y parada serán distribuidos de manera proporcional a las generaciones destinadas a cada uno los países. (Fuente: R CREG 155/14, ANEXO 4 Num. 3.1)
ARTÍCULO 3.8.3.5.4.3. TRATAMIENTO DE LA DEMANDA DEL PAÍS IMPORTADOR EN EL DESPACHO IDEAL Y LIQUIDACIÓN DE LA EXPORTACIÓN. En virtud de que las transacciones internacionales de electricidad en condiciones de Riesgo de Desabastecimiento de las exportaciones de energía deben cumplir lo previsto en el Capítulo 3.8.2.4, la demanda de energía resultante de la exportación tendrá el siguiente tratamiento: a) No se modificarán las reglas para la consideración de la demanda que se debe cubrir en el despacho ideal es decir, el despacho ideal se realizará considerando la demanda nacional, la demanda del despacho económico coordinado (demanda TIE) y la demanda internacional; b) Los segmentos de generación ideal para la atención de la demanda TIE o demanda internacional, serán tenidos en cuenta para la formación de los precios de exportación; c) Para la liquidación de la Transacciones Internacionales de Electricidad de las que trata el Título 3.11.1, se considerarán todos los cargos de exportación necesarios para la remuneración de todos los costos en los que incurre el país exportador, incluyendo el costo medio de restricciones y el máximo valor entre el Precio de Bolsa TIE, el precio definido en el numeral 3 del Anexo 2 de la Resolución CREG 026 de 2014 y el costo marginal del mercado importador. (Fuente: R CREG 155/14, ANEXO 4 Num. 3.2)
PARTE 9 NORMAS SOBRE REGISTRO DE FRONTERAS COMERCIALES Y CONTRATOS,
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SUMINISTRO Y REPORTE DE INFORMACIÓN, Y LIQUIDACIÓN DE TRANSACCIONES COMERCIALES, EN EL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA (descripción no original)
TÍTULO 1 POR LA CUAL SE ADOPTAN LAS NORMAS SOBRE REGISTRO DE FRONTERAS COMERCIALES Y CONTRATOS, SUMINISTRO Y REPORTE DE INFORMACIÓN, Y LIQUIDACIÓN DE TRANSACCIONES COMERCIALES, EN EL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA ARTÍCULO 3.9.1.1. INFORMACIÓN DE LA OPERACIÓN. El Centro Nacional de Despacho, CND, y los otros operadores de los Sistemas asociados con enlaces internacionales, en el caso de ser necesario, entregarán diariamente antes de las ocho (8:00) horas del día siguiente a la operación, al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC, la información de la operación necesaria para la liquidación de las transacciones en el Mercado Mayorista. Los agentes generadores, el CND o los otros operadores de los Sistemas de los países con los cuales se están operando enlaces internacionales, solamente podrán reportar, al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, modificaciones a la información que se origina en la operación del sistema dentro de los tres (3) días siguientes a la operación. (Fuente: R CREG 006/03, Art. 7)
ARTÍCULO 3.9.1.2. INFORMACIÓN SOPORTE DE LAS LIQUIDACIONES. El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, en cumplimiento de lo establecido en la Parte 3.2, o aquella que la modifique o la sustituya, incluirá toda la información que soporte las liquidaciones realizadas, en los archivos descritos en el documento "Información generada por el sistema de intercambios comerciales". La versión actualizada de este documento se mantendrá disponible para consulta de los agentes del mercado, en el medio que utilice el ASIC para la publicación de la información y que haya sido recomendada por el Comité Asesor de Comercialización (CAC) teniendo en cuenta la regulación vigente. (Fuente: R CREG 006/03, Art. 9)
ARTÍCULO 3.9.1.3. PRESENTACIÓN DE SOLICITUD DE MODIFICACIONES ANTE EL ADMINISTRADOR DEL SISTEMA DE INTERCAMBIOS COMERCIALES. Las solicitudes de cambios en la información de que trata la presente Resolución deben ser presentadas directamente al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, por escrito, en el formato de solicitudes de observaciones y modificaciones, y se tendrá como fecha de recibo de la respectiva solicitud la del recibo por vía fax. La solicitud de modificación debe estar debidamente sustentada y suscrita por el representante legal o delegado del agente que hace dicha solicitud. Recibido el fax, el ASIC dará trámite a la solicitud mientras recibe el documento original. PARÁGRAFO. El Comité Asesor de Comercialización (CAC), podrá recomendar un medio más expedito que el fax, que podrá ser cualquiera de los señalados en el artículo 2o. de la Ley 527 de 1999, para que el ASIC pueda realizar sus tareas con mayor diligencia.
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(Fuente: R CREG 006/03, Art. 10)
TÍTULO 2 POR LA CUAL SE MODIFICAN LAS NORMAS SOBRE EL REGISTRO DE FRONTERAS COMERCIALES Y CONTRATOS DE ENERGÍA DE LARGO PLAZO, Y SE ADOPTAN OTRAS DISPOSICIONES
CAPÍTULO 1 FRONTERAS COMERCIALES ARTÍCULO 3.9.2.1.1. CLASIFICACIÓN DE LAS FRONTERAS COMERCIALES. Las Fronteras Comerciales se clasificarán como Fronteras Comerciales con reporte al ASIC y Fronteras Comerciales sin reporte al ASIC: 1. Frontera Comercial con reporte al ASIC: Frontera Comercial a partir de la cual se determinan las transacciones comerciales entre los diferentes agentes que actúan en el Mercado Mayorista de Energía, MEM, y se define la responsabilidad por los consumos. Estas fronteras se clasificarán en fronteras de generación, fronteras de comercialización, fronteras de enlace internacional, fronteras de interconexión internacional, fronteras de distribución y fronteras de demanda desconectable voluntariamente. a) Frontera de generación: Corresponde al punto de medición de una unidad o planta de generación donde las transferencias de energía equivalen a la energía neta entregada por el generador al STN, al STR o al SDL; b) Frontera de comercialización: Corresponde al punto de medición donde las transferencias de energía que se registran permiten determinar la demanda de energía de un comercializador. Estas fronteras se clasificarán en fronteras de comercialización entre agentes y fronteras de comercialización para agentes y usuarios. La energía registrada en la frontera de comercialización también podrá ser empleada en la liquidación de cargos por uso de acuerdo con la regulación aplicable; i) Frontera de comercialización entre agentes: Corresponde al punto de medición que permite determinar la transferencia de energía entre mercados de comercialización o entre el STN y un mercado de comercialización; ii) Frontera de comercialización para agentes y usuarios: Corresponde a toda frontera de comercialización que no cumple con alguno de los criterios señalados para la frontera de comercialización entre agentes. También es frontera de comercialización para agentes y usuarios la frontera comercial de un usuario que se conecta directamente al STN; c) Frontera de enlace internacional: Corresponde al punto de medición utilizado para efectos de determinar los intercambios de energía con otros países mediante las Transacciones Internacionales de Electricidad de corto plazo, TIE; d) Frontera de interconexión internacional: Corresponde al punto de medición utilizado para efectos de determinar los intercambios de energía con otros países, cuando estos no se
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realicen en el esquema TIE. Según lo establecido en el artículo 3.12.4.2 de esta resolución, para efectos de las transacciones que se realicen a través del enlace internacional ColombiaPanamá, esta frontera podrá estar representada por varios agentes; e) Frontera de distribución: Corresponde al punto de medición entre niveles de tensión de un mismo operador de red que permite establecer la energía transferida entre estos; f) Frontera de demanda desconectable voluntariamente: Corresponde a la frontera definida en el Capítulo 3.16.8.6 o aquella que la modifique, complemente o sustituya. 2. Frontera Comercial sin reporte al ASIC: Corresponde al punto de medición del consumo de un usuario final, que no se utiliza para determinar las transacciones comerciales entre los diferentes agentes que actúan en el MEM. La información de este consumo no requiere ser reportada al ASIC. (Fuente: R CREG 157/11, Art. 2) (Fuente: R CREG 009/12, Art. 3)
ARTÍCULO 3.9.2.1.2. DISPOSICIONES PARA EL REGISTRO DE FRONTERAS COMERCIALES. El registro de las Fronteras Comerciales se hará utilizando los medios que determine el ASIC y cumpliendo lo señalado en los artículos 3.9.2.1.3 R_CREG_0157_2011 - 4*NO EXISTE EL BOOKMARK a 3.9.2.1.7R_CREG_0157_2011 - 8*NO EXISTE EL BOOKMARK de esta resolución. (Fuente: R CREG 157/11, Art. 3)
ARTÍCULO 3.9.2.1.3. SOLICITUD DE REGISTRO DE FRONTERAS COMERCIALES. La solicitud de registro de una frontera de comercialización o de una frontera de generación deberá presentarse ante el ASIC, por parte del agente interesado, a más tardar el quinto día calendario anterior a la fecha de cálculo de los mecanismos de cubrimiento que el agente debe constituir, sean éstos mensuales o semanales. El agente podrá remitir la solicitud al ASIC con una anticipación mayor a la indicada anteriormente, señalando claramente la fecha que solicita para el registro de la Frontera Comercial. Para la presentación de las solicitudes de registro de otras Fronteras Comerciales diferentes a las señaladas en el inciso anterior no se exigirá el plazo allí indicado. Para dar inicio al trámite de registro de una Frontera Comercial el ASIC verificará que se cumplan los siguientes requisitos por parte del agente que presenta la solicitud: 1. No tener obligaciones vencidas que resulten de la facturación que efectúen el ASIC y el LAC de acuerdo con la regulación vigente. 2. No encontrarse incurso en alguna de las causales de retiro del mercado o de limitación de suministro establecidas en la regulación. 3. Diligenciar los formatos definidos por el ASIC para el registro de Fronteras Comerciales, los cuales incluirán, al menos, la ubicación de la Frontera Comercial, los agentes que participan en el intercambio de energía en esa frontera, las características técnicas del Sistema de Medida e información sobre el tipo de usuario, especificando si es regulado o no regulado. 4. Presentar al ASIC una certificación, suscrita por el representante legal del agente que solicita
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el registro, en la que haga constar que el Sistema de Medida cumple con el Código de Medida, definido en la Parte 7.1, y las disposiciones sobre medición contenidas en el numeral 7 del anexo general de la Resolución CREG 070 de 1998, o en las normas que las modifiquen o sustituyan. En su defecto, el representante legal del agente que solicita el registro podrá presentar el informe de la auditoría voluntaria al Sistema de Medida, de que trata el Código de Medida. 5. Remitir al ASIC copia de los certificados de calibración del Equipo de Medida, expedidos por un laboratorio acreditado ante el organismo competente. Para el efecto se deberá cumplir con lo dispuesto en el Código de Medida, definido en la Parte 7.1, y las disposiciones sobre medición contenidas en el numeral 7 del Anexo General de la Resolución CREG 070 de 1998 , o en las normas que las modifiquen o sustituyan. Esto sólo será necesario cuando se trate de instalaciones nuevas o cambios del Equipo de Medida. En estos casos, el ASIC deberá hacer públicos los certificados de calibración recibidos. 6. Demostrar su capacidad financiera para realizar las transacciones que requiera en el MEM como consecuencia de la nueva Frontera Comercial que se va a registrar, de conformidad con la regulación que para los efectos defina la CREG. 7. Cuando se trate de una frontera de comercialización para agentes y usuarios: a) Se deberá entregar el documento previsto en el numeral 7 del artículo 33 del Reglamento de Comercialización del servicio público de energía eléctrica. Este requisito no será exigido en el caso de usuarios que cambian de comercializador o que se conecten directamente al STN. b) Se deberá certificar, mediante declaración suscrita por el representante legal del comercializador que solicita el registro, que el usuario cumplió el plazo establecido en el artículo 15 de la Resolución 108 de 1997 o aquella que la modifique o sustituya. Este requisito será exigido en el caso de usuarios que cambian de comercializador sin cambiar su condición de usuarios regulados. c) Se deberá presentar el paz y salvo al que se hace referencia en el artículo 56 del Reglamento de Comercialización del servicio público de energía eléctrica. Este requisito no se exigirá cuando el comercializador que está representando la Frontera Comercial esté incurso en alguna de las causales de retiro del mercado o de limitación de suministro establecidas en la regulación. d) e) Se deberá certificar, mediante declaración suscrita por el representante legal del comercializador que solicita el registro, que la frontera de comercialización para agentes y usuarios objeto de registro cumple con lo señalado en el artículo 14 del Reglamento de Comercialización del servicio público de energía eléctrica. Los documentos e información enviados al ASIC para el registro de Fronteras Comerciales deberán estar suscritos por el representante legal de la empresa solicitante.
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El ASIC no dará inicio al trámite de registro de una Frontera Comercial cuando el agente solicitante no cumpla uno o varios de los requisitos establecidos en este artículo. (Fuente: R CREG 157/11, Art. 4) (Fuente: R CREG 038/14, Art. 45)
ARTÍCULO 3.9.2.1.4. ESTUDIO DE LA SOLICITUD DE REGISTRO. Dentro de los dos (2) días calendario siguientes a la fecha de presentación de la solicitud de registro de la Frontera Comercial, el ASIC la estudiará y pedirá las aclaraciones sobre la información requerida en el artículo 4o de esta resolución. Si a las cinco (5:00) p.m. del cuarto día calendario posterior a la fecha de presentación de la solicitud el agente no ha dado respuesta satisfactoria a las aclaraciones requeridas por el ASIC, se entenderá que el agente ha desistido de la solicitud. (Fuente: R CREG 157/11, Art. 5)
ARTÍCULO 3.9.2.1.5. PUBLICACIÓN DE LA INFORMACIÓN DEL REGISTRO. Siempre y cuando se hayan cumplido los requisitos del Artículo 4o de esta Resolución y si el agente no ha desistido del registro, el ASIC publicará la información de la Frontera Comercial dentro de los cinco (5) días calendario siguientes a la presentación de la solicitud de registro, incluyendo todos los datos necesarios para la revisión del registro de la respectiva Frontera Comercial por parte del agente que hizo la solicitud y de otros interesados. Esta publicación se hará en un medio electrónico definido por el ASIC que pueda ser consultado por los interesados. (Fuente: R CREG 157/11, Art. 6)
ARTÍCULO 3.9.2.1.6. PRESENTACIÓN DE OBSERVACIONES U OBJECIONES A LA SOLICITUD DE REGISTRO. Dentro de los cuatro (4) días calendario siguientes a la fecha en que se publique la información de que trata el artículo 3.9.2.1.5 de esta Resolución, los terceros interesados podrán presentar y sustentar ante el ASIC sus observaciones u objeciones a la solicitud del registro. El ASIC solo trasladará dichas observaciones u objeciones al agente que solicitó el registro en el evento y fecha indicados en el artículo 3.9.2.1.7 de esta Resolución. Las siguientes observaciones u objeciones darán lugar a que un tercero, contratado por el ASIC, verifique la veracidad de las mismas: 1. El Sistema de Medida de la Frontera Comercial tiene especificaciones inferiores a los requisitos de comunicación y precisión definidos en el Código de Medida. 2. El Sistema de Medida instalado no corresponde a lo reportado según los numerales 3, 4 y 5 del artículo 3.9.2.1.3 de la presente resolución. 3. Tratándose de una nueva frontera de comercialización para agentes y usuarios, el operador de red informe que no se cumplió con lo previsto en el artículo 33 del Reglamento de Comercialización del servicio público de energía eléctrica. 4. La frontera de comercialización para agentes y usuarios no se ajusta a lo dispuesto en el artículo 14 del Reglamento de Comercialización del servicio público de energía eléctrica. 5. La frontera de comercialización para agentes y usuarios corresponde a un usuario regulado
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de los que trata el artículo 6.7.1.3.1 de esta resolución, o aquella que lo modifique o sustituya, y este no ha cumplido con el plazo mínimo de permanencia establecido en dicha norma. En el evento en que el ASIC reciba alguna de las observaciones u objeciones indicadas en los numerales anteriores, contratará la verificación mencionada, la cual deberá ser realizada dentro de los seis (6) días calendario siguientes al plazo máximo previsto para la presentación de observaciones u objeciones a la solicitud de registro. El concepto emitido por el tercero será trasladado por el ASIC al agente que haya solicitado el registro de la Frontera Comercial, el cual contará con un plazo de dos (2) días calendario, contados a partir de la fecha de recibo, para presentar sus observaciones u objeciones sobre el mismo. Las observaciones u objeciones que reciba el ASIC le serán remitidas al tercero encargado de la verificación para que emita su concepto definitivo en un plazo no mayor a dos (2) días calendario, contados a partir del recibo. El ASIC acogerá el concepto definitivo del tercero encargado de la verificación. Si, en opinión del tercero que realiza la verificación, la objeción es válida, el ASIC negará la solicitud de registro y facturará el costo de la verificación al agente solicitante del registro de la Frontera Comercial. En caso contrario, el ASIC facturará el costo de la verificación al agente que presentó la objeción y procederá a registrar la Frontera Comercial en los términos del artículo 3.9.2.1.7 de esta resolución. Las demás observaciones u objeciones no darán lugar a la verificación de que trata este artículo. Dichas observaciones u objeciones serán trasladadas por el ASIC a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, si en ellas se plantea el posible incumplimiento de la regulación, para que adelante las investigaciones que correspondan. La verificación de hechos que conduzcan a negar la solicitud de registro de una Frontera Comercial deberá ser informada por el ASIC a la Superintendencia de Industria y Comercio, entidad que podrá considerar tales hechos como una práctica restrictiva de la competencia o competencia desleal. PARÁGRAFO. La verificación por parte de un tercero no procederá cuando el ASIC reciba las observaciones u objeciones señaladas en el numeral 1 de este artículo si el representante legal del agente que solicitó el registro presentó el informe de la auditoría voluntaria a que hace referencia el segundo inciso del numeral 4 del artículo 3.9.2.1.3 de esta resolución. (Fuente: R CREG 157/11, Art. 7) (Fuente: R CREG 043/12, Art. 11)
ARTÍCULO 3.9.2.1.7. REGISTRO DE LA FRONTERA COMERCIAL. El ASIC procederá a registrar la Frontera Comercial una vez se haya dado cumplimiento a lo dispuesto en los artículos 3.9.2.1.3 a 3.9.2.1.6 de esta resolución y el agente solicitante cumpla los siguientes requisitos: 1. No tener obligaciones vencidas que resulten de la facturación que efectúen el ASIC y el LAC de acuerdo con la regulación vigente. 2. No encontrarse incurso en alguna de las causales de retiro del mercado o de limitación de suministro establecidas en la regulación. 3. Haber obtenido la aprobación de los mecanismos de cubrimiento para las transacciones en
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el MEM por parte del ASIC. 4. Cuando se trate del registro de una frontera de comercialización para agentes y usuarios por cambio de comercializador, se deberá certificar mediante declaración suscrita por el representante legal del comercializador que solicita el registro, que se cumple con lo establecido en el artículo 58 del Reglamento de Comercialización del servicio público de energía eléctrica. Este requisito no se exigirá cuando el comercializador que está representando la Frontera esté incurso en alguna de las causales de retiro del mercado o de limitación de suministro establecidas en la regulación. El décimo día calendario posterior al plazo máximo previsto para la presentación de observaciones u objeciones a la solicitud de registro, el ASIC le informará al agente que presentó la solicitud de registro de la Frontera Comercial sobre el resultado de dicha solicitud y le trasladará copia de las observaciones u objeciones que haya recibido. En la misma fecha indicada en el inciso anterior, en caso de que la respuesta a la solicitud de registro sea favorable, el ASIC le informará la fecha de registro de la Frontera Comercial al agente que presentó la solicitud. Cuando se trate de una frontera de comercialización para agentes y usuarios, y la respuesta a la solicitud de registro sea favorable, el ASIC les informará la fecha de registro de la Frontera Comercial al agente que presentó la solicitud y al operador de red correspondiente, en la misma fecha indicada en el inciso anterior. (Fuente: R CREG 157/11, Art. 8) (Fuente: R CREG 043/12, Art. 12)
ARTÍCULO 3.9.2.1.8. FECHA DE REGISTRO DE LA FRONTERA COMERCIAL. Se entenderá por fecha de registro de la Frontera Comercial la última de las siguientes fechas, siempre y cuando el ASIC haya verificado previamente el cumplimiento de lo dispuesto en el artículo 8o de esta resolución: 1. El día calendario anterior a la fecha en que se inicia la cobertura de los mecanismos de cubrimiento para las transacciones en el MEM. 2. La fecha específica solicitada por el agente. La fecha de registro de la Frontera Comercial se considerará como la fecha de entrada en operación comercial de la frontera, a partir de las veinticuatro (24:00) horas del mismo día. A partir de esta fecha el agente participará con esta Frontera Comercial en las liquidaciones de las transacciones comerciales del MEM. (Fuente: R CREG 157/11, Art. 9)
ARTÍCULO 3.9.2.1.9. MODIFICACIÓN DEL REGISTRO DE UNA FRONTERA COMERCIAL. La modificación del registro de una Frontera Comercial solo procederá cuando: i) se presente un cambio en las características técnicas del Sistema de Medida o en el tipo de usuario que hayan sido informados al ASIC en cumplimiento del requisito establecido en el numeral 3 del artículo 3.9.2.1.3 de esta Resolución; y/o ii) una frontera de comercialización para agentes y usuarios correspondiente a un usuario no regulado se constituya además en frontera principal conforme a lo establecido en el Título 6.1.2, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. En estos casos, el agente que representa la Frontera Comercial deberá gestionar la modificación del
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registro de la misma, para lo cual deberá dar aplicación a lo dispuesto en el artículo 3.9.2.1.2 de esta Resolución. Cuando la modificación proceda por un cambio en el tipo de usuario, se deberá adjuntar una comunicación en la que el usuario manifieste expresamente su voluntad de ser regulado o no regulado, según corresponda. La modificación del registro no dará lugar a reliquidaciones por parte del ASIC, sin perjuicio de las acciones que puedan iniciar quienes se consideren afectados con las modificaciones. (Fuente: R CREG 157/11, Art. 10) (Fuente: R CREG 043/12, Art. 13)
ARTÍCULO 3.9.2.1.10. CANCELACIÓN DEL REGISTRO DE UNA FRONTERA COMERCIAL. El ASIC procederá a la cancelación del registro de una Frontera Comercial en los siguientes eventos: 1. Cuando a solicitud de un agente se verifique, por intermedio de un tercero contratado por el ASIC, la ocurrencia de alguno de los siguientes eventos: a) La falla o el hurto del Sistema de Medida de la Frontera Comercial, o de alguno de sus componentes, cuando su reparación o reemplazo supere el tiempo establecido en la regulación vigente. b) El Sistema de Medida no cumple alguno de los requisitos cuya omisión, según el Código de Medida, da lugar a cancelar la frontera. c) La frontera de comercialización para agentes y usuarios se registró desconociendo lo establecido en el artículo 14 del Reglamento de Comercialización del servicio público de energía eléctrica. El tercero contratado por el ASIC contará con un plazo de siete (7) días calendario para emitir el concepto. Este será trasladado por el ASIC al comercializador que representa la Frontera Comercial, el cual contará con un plazo de dos (2) días hábiles, contados a partir de la fecha de recibo, para presentar sus observaciones u objeciones sobre el mismo. Las observaciones u objeciones que reciba el ASIC le serán remitidas al tercero encargado de la verificación para que emita su concepto definitivo en un plazo no mayor a dos (2) días hábiles, contados a partir del recibo. El ASIC acogerá el concepto definitivo del tercero encargado de la verificación. Una vez se cancele el registro por parte del ASIC, la Frontera Comercial saldrá de operación comercial. Los daños y perjuicios ocasionados a los usuarios y terceros por la cancelación de la Frontera Comercial serán responsabilidad exclusiva de quien por acción u omisión haya dado lugar a que se incurra en la causal de cancelación de la Frontera Comercial. 2. Por solicitud escrita del agente que representa la Frontera Comercial, en los siguientes casos: a) Cuando se trate de una frontera de comercialización para agentes y usuarios, y haya desconexión definitiva del servicio que se presta al usuario. b) Cuando se trate de una frontera de comercialización para agentes y usuarios, y el operador
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de red haya atendido la solicitud de corte presentada por el comercializador. Este agente deberá informar al ASIC del cumplimiento de esta acción. c) Cuando se trate de una Frontera de Generación, y se haya terminado el procedimiento de retiro del respectivo recurso de generación, conforme a lo señalado en la Parte 3.16. d) Cuando se trate de una Frontera de Enlace Internacional con países que tengan mercados integrados regulatoriamente, y la CREG lo haya autorizado. e) Cuando se trate de una Frontera Comercial que no siga en operación comercial por cambios topológicos en las redes que conforman el SIN. Una vez se cancele el registro por parte del ASIC, la Frontera Comercial saldrá de operación comercial. Los daños y perjuicios ocasionados a los usuarios y terceros por la cancelación de la Frontera Comercial serán responsabilidad exclusiva del agente que lo solicite. 3. Cuando se pierda la calidad de cogeneración del proceso de producción combinada de energía eléctrica y térmica, según lo señalado en el parágrafo 2o del artículo 3.14.2.5 de esta resolución. PARÁGRAFO 1o. En caso de que proceda la cancelación del registro de la Frontera Comercial por las causales previstas en el numeral 1 de este artículo, el agente que representa la Frontera Comercial deberá pagar al ASIC el costo de la verificación. En caso contrario, el costo lo pagará quien solicitó la verificación. PARÁGRAFO 2o. En caso de que proceda la cancelación del registro de una frontera de comercialización para agentes y usuarios por las causales previstas en el numeral 1 de este artículo, los usuarios pasarán a ser atendidos por el Prestador de Última Instancia. En este caso se cancelará la Frontera Comercial y en forma simultánea se registrará una nueva Frontera Comercial a nombre del Prestador de Última Instancia, para lo cual se seguirá lo dispuesto en el artículo 3.9.2.1.12R_CREG_0157_2011 - 13*NO EXISTE EL BOOKMARK de esta resolución. Hasta que se adopte e implemente la regulación del Prestador de Última Instancia los usuarios de que trata este parágrafo pasarán a ser atendidos por el comercializador integrado con el operador de red al que se encuentren conectados. PARÁGRAFO 3o. En caso de que haya un cambio en la ubicación de una Frontera Comercial o en los agentes que participan en el intercambio de energía en esa Frontera Comercial, frente a lo informado al ASIC en cumplimiento del requisito establecido en el numeral 3 del artículo 3.9.2.1.3 de esta Resolución, se cancelará la Frontera Comercial y se procederá a registrar una nueva Frontera Comercial dando aplicación a lo dispuesto en el artículo 3.9.2.1.2 de esta resolución. PARÁGRAFO 4o. Cuando el tercero contratado por el ASIC verifique la ocurrencia de alguno de los eventos de que tratan los literales a) y b) del numeral 1 de este artículo en una frontera de comercialización entre agentes, no habrá lugar a la cancelación de la misma. En este caso el agente que exporta la energía en dicha frontera deberá tomar las medidas necesarias para, por cuenta del representante de la frontera, reparar o reemplazar el Sistema de Medida o para
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garantizar que este cumpla lo establecido en el Código de Medida. Los costos en que se incurra serán pagados por el representante de la frontera comercial. (Fuente: R CREG 157/11, Art. 11)
ARTÍCULO 3.9.2.1.11. VERIFICACIONES A TRAVÉS DE TERCEROS. Las verificaciones de que tratan los artículos 3.9.2.1.6 y 11 de esta resolución serán desarrolladas por los terceros que el ASIC contrate para estos efectos. El ASIC acogerá el concepto emitido por el tercero que haga la verificación y procederá de conformidad con lo dispuesto en los artículos 3.9.2.1.6 y 11 de esta resolución. El ASIC escogerá dichos terceros de la lista definida por el CAC, el cual deberá hacer públicos los criterios de selección de tales firmas, entre los cuales estarán, por lo menos, competencia técnica para la ejecución de las verificaciones aquí indicadas y las auditorías señaladas en el Código de Medida, no tener vinculación económica con los agentes participantes en el MEM, ni conflictos de interés. Esta lista será conformada dentro de los dos (2) meses siguientes a la publicación de esta resolución y podrá ser actualizada con la periodicidad que el CAC considere necesaria. (Fuente: R CREG 157/11, Art. 12)
ARTÍCULO 3.9.2.1.12. REGISTRO DE FRONTERAS COMERCIALES EN CASOS DE LIMITACIÓN DE SUMINISTRO O RETIRO DE AGENTES DEL MERCADO. El registro de Fronteras Comerciales de usuarios cuyo comercializador se encuentre incurso en un procedimiento de limitación de suministro o de retiro del mercado se hará utilizando los medios que determine el ASIC y con sujeción a las siguientes reglas. El comercializador seleccionado por el usuario podrá optar por adelantar lo previsto en el artículo 3.9.2.1.2 de esta resolución o cumplir lo siguiente: 1. Hacer la solicitud de registro a más tardar el quinto día calendario anterior a la fecha estimada de registro. 2. Entregar al ASIC una declaración de que no tiene vinculación económica con el comercializador que está representando la Frontera Comercial. 3. Junto con la solicitud de registro, deberá demostrar que los mecanismos de cubrimiento aprobados por el ASIC son suficientes para respaldar la demanda que representa, incluyendo la nueva. En su defecto, deberá entregar al ASIC una garantía con un valor de cubrimiento igual al resultado de multiplicar: i) la cantidad de energía que se suministrará en esa frontera durante el tiempo a garantizar; por ii) la suma de los siguientes parámetros utilizados y publicados por el ASIC en el último cálculo de garantías: el precio de la energía en bolsa, el valor unitario de las restricciones y el cargo por uso del STN. 4. Entregar la demás información y diligenciar los formatos que para el efecto defina el ASIC. (Fuente: R CREG 157/11, Art. 13)
CAPÍTULO 2
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REGISTRO DE CONTRATOS DE ENERGÍA DE LARGO PLAZO ARTÍCULO 3.9.2.2.1. REGISTRO DE CONTRATOS DE LARGO PLAZO. El registro de los contratos de energía de largo plazo, a los que se refiere la Parte 3.2, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, se hará utilizando los medios que determine el ASIC y cumpliendo lo señalado en los artículos 3.9.2.2.2 de esta resolución. PARÁGRAFO. El registro de contratos de energía de largo plazo no obvia el registro de Fronteras Comerciales, cuando se trate del registro de un contrato que involucre cambios en el registro de una Frontera Comercial asociada a dicho contrato. (Fuente: R CREG 157/11, Art. 14)
ARTÍCULO 3.9.2.2.2. SOLICITUD DE REGISTRO DE CONTRATOS DE LARGO PLAZO. La solicitud de registro de un contrato de energía de largo plazo deberá presentarse ante el ASIC, por cualquiera de las partes, a más tardar el quinto día calendario anterior a la fecha de cálculo de los mecanismos de cubrimiento que el comercializador debe constituir, sean estos mensuales o semanales. El solicitante deberá señalar en forma clara la fecha que solicita para el registro del contrato. Para dar inicio al trámite de registro de un contrato de energía de largo plazo el ASIC verificará que las partes que intervienen en el contrato cumplan los siguientes requisitos: 1. No tener obligaciones vencidas que resulten de la facturación que efectúen el ASIC y el LAC de acuerdo con la regulación vigente. 2. No encontrarse incurso en alguna de las causales de retiro del mercado o de limitación de suministro establecidas en la regulación. 1. Diligenciar los formatos definidos por el ASIC para el registro de contratos de largo plazo. 2. Presentar al ASIC un contrato que contenga reglas claras para determinar hora a hora, durante la vigencia del contrato, las cantidades de energía exigibles y el precio respectivo. El ASIC no dará inicio al trámite de registro de una Frontera Comercial cuando el agente solicitante no cumpla uno o varios de los requisitos establecidos en este artículo. PARÁGRAFO 1o. En caso de que el comprador se encuentre incurso en alguna de las causales de retiro del mercado o de limitación de suministro establecidas en la regulación, el ASIC podrá dar inicio al trámite de registro de un contrato de compra de este agente. Este evento no aplicará para el caso en que el vendedor de dicho contrato se encuentre incurso en alguna de las causales de retiro del mercado o de limitación de suministro establecidas en la regulación. Para lo previsto en el presente parágrafo, el ASIC definirá la oportunidad para que el agente presente la solicitud de registro y adicionalmente hará los respectivos ajustes de los valores a garantizar en el mercado mayorista. PARÁGRAFO 2o. El último día calendario de cada mes, el ASIC publicará estadísticas con la información contenida en las solicitudes de registro de contratos.
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(Fuente: R CREG 157/11, Art. 15) (Fuente: R CREG 175/15, Art. 1)
ARTÍCULO 3.9.2.2.3. ESTUDIO DE LA SOLICITUD DEL REGISTRO. Dentro de los tres (3) días calendario siguientes a la fecha de presentación de la solicitud de registro de un contrato de energía de largo plazo, el ASIC la estudiará y pedirá las aclaraciones sobre la información requerida en el Artículo 3.9.2.2.2 de esta Resolución. Si a las cinco (5:00) p. m., del séptimo día calendario posterior a la fecha de presentación de la solicitud el agente no ha dado respuesta satisfactoria a las aclaraciones requeridas por el ASIC, se entenderá que el agente ha desistido de la solicitud. El ASIC dispondrá de dos (2) días calendario para registrar el contrato, una vez sean presentadas las aclaraciones solicitadas por el ASIC, a satisfacción de este. PARÁGRAFO. En caso de que para la liquidación del contrato se requieran modificaciones a los programas de liquidación, que imposibiliten el inicio de la liquidación comercial del contrato, el ASIC le informará tal situación a los agentes respectivos, inmediatamente. El ASIC realizará las modificaciones que se requieran para incluir los nuevos procedimientos en un plazo no mayor a siete (7) días calendario, contados a partir de la fecha en que los agentes fueron informados. En todo caso, el registro del contrato se hará con sujeción a lo establecido en el artículo 3.9.2.2.4 de esta resoluciónR_CREG_0157_2011 - 17*NO EXISTE EL BOOKMARK de esta resolución. (Fuente: R CREG 157/11, Art. 16)
ARTÍCULO 3.9.2.2.4. REGISTRO DEL CONTRATO. El ASIC procederá a registrar el contrato de largo plazo una vez se haya dado cumplimiento a lo dispuesto en los artículos 3.9.2.2.2R_CREG_0157_2011 - 15*NO EXISTE EL BOOKMARK y 3.9.2.2.3 de esta ResoluciónR_CREG_0157_2011 - 16*NO EXISTE EL BOOKMARK de esta Resolución y el agente solicitante cumpla los siguientes requisitos: 1. No tener obligaciones vencidas que resulten de la facturación que efectúe el ASIC y el LAC de acuerdo con la regulación vigente. 2. No encontrarse incurso en alguna de las causales de retiro del mercado o de limitación de suministro establecidas en la regulación. (Fuente: R CREG 157/11, Art. 17)
ARTÍCULO 3.9.2.2.5. FECHA DE REGISTRO DEL CONTRATO. Se entenderá por fecha de registro del contrato la fecha señalada por el solicitante, según lo previsto en el artículo 3.9.2.2.2 de la presente resolución, siempre que se haya verificado el cumplimiento de lo dispuesto en el artículo 3.9.2.2.4 de esta resolución y el ASIC haya aprobado los respectivos mecanismos de cubrimiento. Esta se considera como la fecha de entrada en operación comercial del contrato, a partir de las veinticuatro (24:00) horas del mismo día. (Fuente: R CREG 157/11, Art. 18)
ARTÍCULO 3.9.2.2.6. INFORMACIÓN DE REGISTRO. Dentro de los tres (3) días calendario
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siguientes a la fecha en que el ASIC culmine el procedimiento establecido en los artículos 3.9.2.2.2R_CREG_0157_2011 - 15*NO EXISTE EL BOOKMARK, 3.9.2.2.3R_CREG_0157_2011 - 16*NO EXISTE EL BOOKMARK y 3.9.2.2.4 de esta ResoluciónR_CREG_0157_2011 - 17*NO EXISTE EL BOOKMARK de esta Resolución, le informará a cada uno de los agentes involucrados las condiciones del registro. (Fuente: R CREG 157/11, Art. 19)
ARTÍCULO 3.9.2.2.7. MODIFICACIÓN DEL REGISTRO DE UN CONTRATO. Si antes de que se haya registrado un contrato de energía de largo plazo se requiere la modificación de la información suministrada al ASIC para el registro, deberá iniciarse un nuevo registro. Las nuevas condiciones sustituirán las inicialmente informadas. Si se requiere la modificación del registro de un contrato de energía de largo plazo previamente registrado, deberá gestionarse un nuevo registro. Una vez se culmine este registro, las nuevas condiciones sustituirán las condiciones del contrato inicialmente registrado. El nuevo registro no dará lugar a reliquidaciones por parte del ASIC, sin perjuicio de las acciones que puedan iniciar quienes se consideren afectados con el registro que fue objeto de modificaciones. (Fuente: R CREG 157/11, Art. 20)
CAPÍTULO 3 LIQUIDACIÓN Y FACTURACIÓN DE TRANSACCIONES EN EL MEM ARTÍCULO 3.9.2.3.1. PLAZO PARA LA LIQUIDACIÓN DE LAS TRANSACCIONES EN EL MERCADO. La liquidación por parte del ASIC se realizará con sujeción a las siguientes reglas: 1. Primera liquidación y publicación de información operativa: El ASIC realizará y publicará la liquidación de las transacciones diarias del MEM, como máximo el segundo día calendario siguiente a la operación, utilizando la información que tenga disponible. Teniendo en cuenta lo establecido en la regulación vigente en cuanto a manejo de información, el ASIC publicará las lecturas de los medidores de generación y de los enlaces internacionales de importación y exportación, las generaciones ideales y los valores calculados de todas las variables que se liquidan en el MEM con resolución horaria y diaria, y que no dependan de la demanda del comercializador. 2. Observaciones y modificaciones al precio de bolsa e información operativa: Los agentes podrán solicitar la modificación de los datos que afectan las liquidaciones que efectúa el ASIC, hasta el tercer día calendario después de la operación, de todas las variables definidas en el numeral 1 del presente artículo, diferentes a la lectura de los medidores. Para el efecto, el ASIC mantendrá disponible en el medio que designe, un cronograma con las fechas límite para la presentación de cambios por parte de los agentes. 3. Segunda liquidación y publicación: El ASIC realizará y publicará una segunda liquidación, teniendo en cuenta las observaciones y modificaciones que presentaron los agentes, a más tardar a las once (11:00) horas del quinto día calendario después de la operación, la cual incluirá todas las variables que se liquidan en el MEM con resolución horaria y diaria. El ASIC publicará esta información en forma agregada por comercializador y en forma desagregada por Frontera de Comercialización.
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Para los últimos dos días calendario de cada mes, la segunda liquidación y publicación se realizará con la publicación de la información resumen mensual de la liquidación de que trata el artículo 3.9.2.3.2 de esta Resolución. 4. Observaciones y modificaciones a la segunda liquidación: Los agentes podrán solicitar la modificación de los datos que afectan las liquidaciones que efectúa el ASIC según el numeral 3 del presente artículo y que sean diferentes a la información que se relaciona en el numeral 2 del presente artículo y a la información de medidores, dentro de los seis (6) días calendario siguientes a la operación. Para el efecto, el ASIC mantendrá disponible en el medio que se designe, un cronograma con las fechas límite para la presentación de cambios por parte de los agentes. PARÁGRAFO 1o. Contra las liquidaciones diarias efectuadas por el ASIC solo procederán las observaciones o solicitudes de modificación por parte de los agentes, en los términos indicados en el presente artículo. Contra la liquidación contenida en la Facturación Mensual, expedida por el ASIC, únicamente procederá reclamación ante este para que se aclare, modifique o revoque. La Reclamación a la Facturación Mensual solo procederá cuando las observaciones o solicitudes de modificación a la liquidación diaria presentadas por parte del agente, en los plazos previstos en la regulación vigente, no hayan sido tenidas en cuenta por el ASIC en la liquidación soporte de la factura mensual. PARÁGRAFO 2o. Una vez se dé inicio a la operación comercial del contrato, los agentes involucrados deberán reportar las inconsistencias encontradas en la liquidación realizada por el ASIC, conforme a los plazos y procedimientos previstos en este artículo. PARÁGRAFO 3o. En el caso de las Transacciones Internacionales de Electricidad, para las liquidaciones que realice el ASIC se tendrán en cuenta las disposiciones establecidas en el marco de la Comunidad Andina y lo previsto en la regulación vigente. PARÁGRAFO 4o. En los casos en los que en la regulación se hace referencia a la segunda liquidación de las transacciones en el Mercado, y esta corresponda a alguno de los últimos dos días calendario de cada mes, se entenderá que se está haciendo referencia a la información incluida en el resumen mensual de la información, de que trata el artículo 3.9.2.3.2R_CREG_0157_2011 - 22*NO EXISTE EL ARCHIVO .RTF de esta resolución, correspondiente a cada uno de estos días calendario. PARÁGRAFO 5o. Cuando, como resultado de una declaración de falla en una frontera comercial con reporte al ASIC, presentada en los plazos establecidos en este artículo para hacer observaciones o solicitar modificaciones a las liquidaciones diarias, se detecten errores en las lecturas de la frontera comercial, el ASIC podrá ajustar la liquidación antes de emitir la facturación correspondiente. Para hacer este ajuste, el ASIC deberá aplicar el procedimiento de estimación de lecturas establecido en el artículo 9.1.1.37 de esta resolución o aquella que la modifique, complemente o sustituya. Además, el ASIC deberá haber recibido, a más tardar el quinto día calendario del
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mes siguiente al que se va a facturar, un informe de verificación del sistema de medición de conformidad con el procedimiento señalado en el artículo 24 del Código de Medida, donde además se indique expresamente que debido a la falla presentada hubo afectación de la lectura de la frontera comercial. La verificación debe ser contratada por el responsable de la frontera con una de las firmas del artículo 9.1.1.24 de esta resolución o aquella que la modifique, complemente o sustituya. (Fuente: R CREG 157/11, Art. 21) (Fuente: R CREG 211/15, Art. 2) (Fuente: R CREG 043/12, Art. 15)
ARTÍCULO 3.9.2.3.2. PUBLICACIÓN DE LA INFORMACIÓN RESUMEN MENSUAL DE LA LIQUIDACIÓN. El ASIC deberá publicar un resumen mensual de la información sobre la liquidación y todos los demás archivos soporte de la misma, dentro de los primeros cinco (5) días calendario del Mes siguiente al que corresponde la liquidación. (Fuente: R CREG 157/11, Art. 22)
ARTÍCULO 3.9.2.3.3. FECHA DE EMISIÓN DE LAS FACTURAS POR PARTE DEL ASIC. El ASIC emitirá la Facturación Mensual correspondiente a las transacciones en el MEM a más tardar el décimo día calendario del mes siguiente al de consumo. Las notas de ajuste a la facturación del ASIC podrán emitirse a más tardar el día calendario anterior a los últimos siete (7) días calendario de cada mes. Conforme a la regulación vigente, los agentes generadores reportarán la información necesaria para la liquidación de los precios de reconciliación, requerida para la emisión de la facturación por parte del ASIC, a más tardar el tercer día calendario del mes siguiente al de operación. El ASIC enviará las facturas y notas de ajuste a través del medio que determine, para lo cual contemplará las alternativas previstas en el marco normativo vigente. (Fuente: R CREG 157/11, Art. 23) (Fuente: R CREG 043/12, Art. 16)
ARTÍCULO 3.9.2.3.4. VENCIMIENTO Y PAGO DE LAS FACTURAS EMITIDAS POR EL ASIC. El vencimiento de las facturas emitidas por el ASIC será el quinto día hábil posterior a la emisión de la Facturación Mensual. El mismo plazo se aplicará a las notas de ajuste emitidas por el ASIC que estén en firme a la fecha de emisión de la Facturación Mensual. Para el efecto, al finalizar el día del vencimiento el ASIC deberá tener disponibles y efectivos los recursos de los pagos efectuados por los agentes; en caso contrario se entenderá que no se ha realizado el pago. Los agentes deberán utilizar los procedimientos de pago que indique el ASIC. Además, a más tardar el día hábil siguiente al pago deberán suministrar la información que requiera el ASIC sobre el abono efectuado, utilizando los medios que este defina. El no pago de la factura o de las notas de ajuste en la fecha señalada dará lugar a que el ASIC aplique el máximo interés moratorio permitido por la ley sobre los saldos pendientes de pago. El ASIC informará a los agentes acreedores de dichos dineros el valor que se cause por ese concepto. Cuando se reciba el pago de estos intereses, se procederá a la entrega proporcional a los agentes beneficiarios de las respectivas cuentas.
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Los pagos que realicen los agentes se aplicarán primero a la cancelación de intereses de mora y luego al valor del capital considerando la antigüedad de los vencimientos. El ASIC reconocerá intereses calculados con el máximo interés moratorio permitido por la ley si, por causas imputables a su gestión, no distribuye los recaudos dentro del plazo previsto en la regulación vigente. El no distribuir los recaudos dentro del plazo previsto no se considerará imputable al ASIC cuando por falta de información no sea posible aplicar los pagos. Si una vez aplicado lo establecido en el artículo 21 de la Resolución CREG 081 de 2007 , o aquellas que la sustituyan o modifiquen, resulta un saldo de rendimientos financieros sobre los recaudos efectuados, el ASIC lo distribuirá entre los agentes beneficiarios de esos pagos, dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha del cálculo de que trata el citado artículo. (Fuente: R CREG 157/11, Art. 24)
PARTE 10 POR LA CUAL SE EXPIDEN NORMAS PARA EL MANEJO DE INFORMACIÓN ORIENTADAS A PROMOVER Y PRESERVAR LA LIBRE COMPETENCIA EN EL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA
TÍTULO 1 DISPOSICIONES GENERALES (descripción no original) ARTÍCULO 3.10.1.1. OPORTUNIDAD PARA PUBLICAR LAS OFERTAS DE PRECIOS EN EL MERCADO MAYORISTA DE ENERGÍA. Las ofertas de precios presentadas al CND por las empresas generadoras serán confidenciales hasta su publicación, la cual se podrá hacer a partir del primer día hábil del mes siguiente a aquel en que fueron presentadas. La información señalada estará disponible en cualquier momento para el CND y el ASIC, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, la Superintendencia de Industria y Comercio y las demás autoridades de control. (Fuente: R CREG 006/09, Art. 1) (Fuente: R CREG 138/10, Art. 1)
ARTÍCULO 3.10.1.2. DEBERES PARA ASEGURAR EL MANEJO CONFIDENCIAL DE LA INFORMACIÓN. Cada agente generador deberá mantener y asegurar la confidencialidad de las ofertas de precios presentadas y deberá abstenerse de divulgar, compartir, comunicar, entregar, enviar, permitir el acceso a dar a conocer de cualquier forma sus ofertas de Precios a otros agentes generadores u otros terceros, así como abstenerse de obtener, recibir, divulgar, utilizar o acceder de cualquier forma la información de que trata el artículo 3.10.1.1 de la presente resolución que no haya sido publicada por el CND y el ASIC y que corresponda a otro u otros generadores o a planta(s) y/o unidad(es) de generación que no representa ante el Mercado de Energía Mayorista. Antes de la oportunidad definida en el artículo 1o de esta resolución para publicar la información allí señalada, el ASIC y el CND deberán mantener y asegurar la confidencialidad
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y abstenerse de divulgar, compartir, comunicar, entregar, permitir el acceso o que se conozca de cualquier forma la información de que trata dicha norma. (Fuente: R CREG 006/09, Art. 2) (Fuente: R CREG 138/10, Art. 2)
ARTÍCULO 3.10.1.3. EFECTOS DEL INCUMPLIMIENTO DE LAS NORMAS CONTENIDAS EN ESTA RESOLUCIÓN. La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, conforme a las competencias que le atribuyen la Constitución Política y la ley, investigará y sancionará el incumplimiento de las normas contenidas en esta resolución ocasionado por omitir cualquiera de los deberes señalados en el artículo 2o de esta resolución. Lo anterior, sin perjuicio de las sanciones penales y de las investigaciones y sanciones por restricción, limitación o afectación indebida de la libre competencia conforme a las Leyes 142 y 143 de 1994, en especial, los artículos 34 y 44, respectivamente, y demás normas que protegen la libre competencia, que origine cualquiera de las mencionadas conductas. (Fuente: R CREG 006/09, Art. 3)
TÍTULO 2 POR LA CUAL SE COMPLEMENTAN LAS NORMAS PARA EL MANEJO DE INFORMACIÓN ORIENTADAS A PROMOVER Y PRESERVAR LA LIBRE COMPETENCIA EN EL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA ARTÍCULO 3.10.2.1. INFORMACIÓN SOBRE RESULTADOS DEL PREDESPACHO IDEAL. El Centro Nacional de Despacho (CND) informará si el precio estimado para la Bolsa de Energía que resulta del Predespacho Ideal es superior al Precio de Escasez. Esta situación se publicará a título simplemente informativo, antes de las 13:00 horas, especificando la(s) hora(s) en que se presenta tal situación. (Fuente: R CREG 063/09, Art. 1)
ARTÍCULO 3.10.2.2. OPORTUNIDAD PARA INFORMAR LA GENERACIÓN POR PARTE DE GENERADORES TÉRMICOS CON CONTRATACIÓN DE SUMINISTRO DE GAS CON FIRMEZA CONDICIONADA. Los generadores térmicos con contratación de suministro de gas con firmeza condicionada en los que se pacte la generación de la planta o unidad como mecanismo para establecer el cumplimiento de la condición, podrán suministrar a su contraparte la información sobre la generación de la respectiva planta o unidad, cuando se requiera para dar cumplimiento a las obligaciones de suministro del gas contratado. Esta información suministrada deberá manejarse de manera confidencial por las partes y no podrá ser comunicada a terceras personas por ningún medio, con sujeción a lo establecido en los artículos 2o y 3.10.1.3 de esta resolución. de acuerdo con lo previsto en el artículo 73.2 de la Ley 142 de 1994, se entenderá que la divulgación de esta información por la parte en estos contratos que no sea empresa de servicios públicos tiene como objeto o como efecto competir deslealmente con prestadores de los servicios públicos de gas natural o de energía eléctrica o reducir la competencia entre estos; en consecuencia, dichas empresas estarán sometidas al cumplimiento del presente artículo y a la vigilancia de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, conforme a lo establecido en los artículos 2o y 3.10.1.3 de esta
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resolución. (Fuente: R CREG 063/09, Art. 2)
ARTÍCULO 3.10.2.3. OPORTUNIDAD PARA PUBLICAR LOS PRECIOS DE RECONCILIACIÓN. Los precios de reconciliación que calcula el ASIC se pondrán a disposición del público después de transcurrido un período de 3 meses contados desde el último día del mes para el cual fueron calculados. Antes de transcurrido este plazo, el ASIC manejará confidencialmente esta información, con sujeción a lo establecido en los artículos 2o y 3.10.1.3 de esta resolución. El ASIC informará al agente generador que recibe remuneración por reconciliación únicamente el resultado del cálculo para las plantas o unidades de su propiedad o de las que represente ante el mercado mayorista, quien también deberá darle manejo confidencial a dicha información durante el mismo término de tres meses, con sujeción a lo establecido en los artículos 2o y 3.10.1.3 de esta resolución. PARÁGRAFO. Los cálculos de reconciliación estarán disponibles en cualquier momento para el CND y el ASIC, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y las otras autoridades de control. (Fuente: R CREG 063/09, Art. 3)
PARTE 11 REGULACIÓN APLICABLE A LAS TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD DE CORTO PLAZO -TIE-, LA CUAL SERÁ PARTE DEL REGLAMENTO DE OPERACIÓN, Y SE ADOPTAN OTRAS DISPOSICIONES COMPLEMENTARIAS (descripción no original)
TÍTULO 1 POR LA CUAL SE ESTABLECE LA REGULACIÓN APLICABLE A LAS TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD DE CORTO PLAZO -TIE-, LA CUAL SERÁ PARTE DEL REGLAMENTO DE OPERACIÓN, Y SE ADOPTAN OTRAS DISPOSICIONES COMPLEMENTARIAS
CAPÍTULO 1 OBJETIVO, REGLAS Y DEFINICIONES GENERALES ARTÍCULO 3.11.1.1.1. OBJETIVO. La presente resolución tiene por objetivo establecer el Marco Regulatorio aplicable a las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo – TIES–, en cuanto a sus aspectos operativos y comerciales, que tiene en cuenta la armonización regulatoria para el desarrollo del despacho económico coordinado, para la operación de un mercado regulatoriamente integrado con países miembros de la Comunidad Andina, y con los demás países que desarrollen Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo con Colombia.
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Igualmente, desarrolla temas regulatorios asociados con la planeación, remuneración, y demás condiciones de desarrollo y operación de los Enlaces internacionales que hacen parte de las interconexiones subregionales de sistemas eléctricos. (Fuente: R CREG 004/03, Art. 1)
ARTÍCULO 3.11.1.1.2. REGLAS FUNDAMENTALES. Las reglas fundamentales para el intercambio intracomunitario de electricidad y la interconexión subregional de los sistemas eléctricos entre los Países Miembros de la Comunidad Andina, y las que apliquen entre Colombia y otros países, para desarrollar Transacciones internacionales de Electricidad de Corto Plazo –TIE–, son las siguientes: 1. No se discriminará en el tratamiento que se conceda a los agentes internos y externos en cada país, excepto para la oferta de electricidad, en la cual se discriminarán los precios para la demanda nacional y la demanda externa. 2. Los Países Miembros garantizarán el libre acceso a las líneas de interconexión internacional. 3. El uso físico de las interconexiones será consecuencia del despacho económico coordinado de los mercados, el cual será independiente de los contratos comerciales de compraventa de electricidad. 4. Los contratos que se celebren para la comprav enta intracomunitaria de electricidad serán únicamente de carácter comercial. Ningún contrato de compraventa podrá influir en el despacho económico de los sistemas. 5. La remuneración de la actividad del transporte de electricidad en los enlaces internacionales tendrá en cuenta que la aplicación del principio de libre acceso a los enlaces elimina la vinculación entre el flujo físico y los contratos de compraventa internacional de electricidad. 6. Los Países Miembros asegurarán condiciones competitivas en el mercado de electricidad, con precios y tarifas que reflejen costos económicos eficientes, evitando prácticas discriminatorias y abusos de posición dominante. 7. Los Países Miembros permitirán la libre contratación entre los agentes del mercado de electricidad de los Países, respetando los contratos suscritos de conformidad con la legislación y marcos regulatorios vigentes en cada País, sin establecer restricciones al cumplimiento de los mismos, adicionales a las estipuladas en los contratos para los mercados nacionales. 8. Los Países Miembros permitirán las transacciones internacionales de electricidad de Corto Plazo. 9. Los Países Miembros promoverán la participación de la inversión privada en el desarrollo de la infraestructura de transporte de electricidad para las interconexiones internacionales. 10. Las rentas que se originen como resultado de la congestión de un enlace internacional no serán asignadas a los propietarios del mismo. 11. Los Países Miembros no concederán ningún tipo de subsidio a las exportaciones ni importaciones de electricidad; tampoco impondrán aranceles ni restricciones específicas a las
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importaciones o exportaciones intracomunitarias de electricidad. 12. Los precios de la electricidad en ambos extremos de los enlaces intracomunitarios deberán servir para valorar las transacciones internacionales de electricidad de Corto Plazo, producto de los flujos físicos determinados por los despachos económicos coordinados. (Fuente: R CREG 004/03, Art. 2) (Fuente: R CREG 160/09, Art. 2)
CAPÍTULO 2 PLANEACIÓN, COORDINACIÓN, SUPERVISIÓN Y CONTROL OPERATIVO DE LOS ENLACES INTERNACIONALES ARTÍCULO 3.11.1.2.1. PLANEACIÓN, COORDINACIÓN, SUPERVISIÓN Y CONTROL OPERATIVO DE LOS ENLACES INTERNACIONALES. La planeación, coordinación, supervisión y control de la operación integrada de los Enlaces Internacionales será responsabilidad del Centro Nacional de Despacho, CND, que tendrá como objetivo una operación segura, confiable y económica, con sujeción a la reglamentación vigente, los acuerdos del Consejo Nacional de Operación, CNO, y los criterios establecidos en los Acuerdos Operativos bilaterales. PARÁGRAFO 1o. El Centro Nacional de Despacho, CND, suscribirá un Acuerdo Operativo con los operadores de los sistemas de los países miembros de la Comunidad Andina o países con los que se tenga una integración de mercados eléctricos en las condiciones de la presente Resolución, que será aplicado previo visto bueno de la CREG, y deberán desarrollar como mínimo los puntos contenidos en el Capítulo 3.11.1.9 R_CREG_0004_2003 - ANEXO 1*NO EXISTE EL BOOKMARK de esta resolución. PARÁGRAFO 2o. Antes del inicio de las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo, TIE, el Centro Nacional de Despacho, CND, deberá presentar para visto bueno de la CREG, un protocolo general de pruebas aplicable a los Enlaces Internacionales. PARÁGRAFO 3o. Para aquellos Enlaces Internacionales que entren en operación comercial antes del inicio de las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo, TIE, el Centro Nacional de Despacho, CND, en coordinación con el operador de los otros sistemas, definirá y aplicará el conjunto mínimo de pruebas a ser realizadas para tal fin antes de esta fecha, las cuales deberán ser informadas a la CREG. (Fuente: R CREG 004/03, Art. 4)
ARTÍCULO 3.11.1.2.2. DETERMINACIÓN DE LA CURVA HORARIA DE PRECIOS DE OFERTA EN CADA NODO FRONTERA PARA EXPORTACIÓN - CURVA DE ESCALONES PONEQX,I. Para efecto de las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo – TIE- el Centro Nacional de Despacho -CND-, estimará horariamente una curva escalonada de Precios de Oferta para cada Nodo Frontera para Exportación, Curva de escalones Poneqx,i, la cual reflejará un precio por cada valor QX, igual al precio de bolsa que se obtiene al ejecutar el proceso de optimización para cubrir la energía adicional, iniciando con un valor QX igual a la capacidad remanente del generador marginal, incrementando valores de QX hasta que cubra la capacidad máxima de exportación del enlace internacional. Cada escalón Poneqxi de
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la curva deberá incluir la totalidad de costos y cargos asociados con la entrega de energía en dicho nodo frontera de exportación, como se definen en la presente Resolución. Cada escalón PONEQxi de la Curva, se construye de la siguiente manera: PONEQXi = Precio_Bolsa_TIE,Qx, + Costo_Medio_Restricciones_e + Costo_Restricciones_del_Enlace_e,QX,i + Cargos_Uso_STN_e + Cargos_Uso_STR_e,i + Cargos_Conexión_Col_QX,i + Cargos_CND_ ASIC_e + Costo_Pérdidas_STN_e, Qx,i + Costo_Pérdidas_STR_e,Qx,i. donde: Precio_Bolsa_TIE,QX. para la determinación del Precio_Bolsa_TIE,QX, el Centro Nacional de Despacho-CND-, encontrará un despacho ideal para cada una de las veinticuatro (24) horas del despacho, para cada valor QX adicional a la demanda total doméstica, hasta la capacidad máxima de exportación, según lo establecido en la Parte 3.2, con condiciones estimadas por el CND para las variables a utilizar, así: i) Cada valor QX adicional a la demanda total doméstica. ii) Características técnicas de los recursos de generación. iii) Disponibilidad, precio de oferta y precios de arranque-parada declarados por los generadores térmicos, o aquellos precios y/o disponibilidades resultantes de las modificaciones a los mismos, establecidas en la regulación vigente. El Precio_Bolsa_TIE,QX corresponderá al precio de bolsa del anterior programa de despacho ideal, para cada QX incremental, expresado en $/kWh. Costo_Medio_Restricciones_e: Costo estimado en $/kWh de la energía generada por restricciones del Sistema Interconectado Nacional, sin considerar las exportaciones a través de los enlaces internacionales, para cada período horario. Dichos costos incluirán además los previstos en el Título 4.14.6, “Por la cual se aprueba la remuneración de los activos que conforman la variante de línea entre la Subestación Guatapé y la Línea San Carlos – Ancón Sur del Sistema de Transmisión Nacional”, los cuales serán suministrados por el LAC.” Dichos costos se determinarán, de conformidad con el procedimiento que se describe en el Capítulo 3.11.1.11 de la presente resolución. Cargos_Uso_STN_e: Costo estimado en $/kWh de los cargos por uso del Sistema de Transmisión Nacional, informados por el Liquidador y Administrador de Cuentas -LAC- al CND; que corresponden al último valor calculado para el Cargo por Uso del STN. Cargos_CND_ASIC_e,Qx: Costo estimado en $/kWh de los servicios por CND y ASIC asociados con una demanda QX, informados por el ASIC al CND. Cargos_Uso_STR_e,i: Costo en $/kWh estimado de los cargos por uso del Sistema de Transmisión Regional, informados por el Liquidador y Administrador de Cuentas -LAC- al CND; que corresponden al último valor calculado para el Cargo por Uso de STR, para el Enlace Internacional i.
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Costo_Restricciones_del_Enlace_e,Qxi: Costo estimado en $/kWh de la energía generada por restricciones del SIN, asociada con la exportación a través del Enlace Internacional i, para la oferta de exportación QX, calculado conforme al procedimiento desarrollado en el Anexo 4, considerando en forma independiente cada uno de los Enlaces Internacionales. Cargos_Conexión_Col i,QX. Costo estimado en $/kWh, correspondiente al cargo de conexión establecido por la CREG, para el Enlace Internacional i, en el caso en que éste no sea remunerado por cargos por uso. Este cargo se aplicará solo si es del caso. Costo_Pérdidas_STN_e,Qx,i. Costo estimado en $/kWh, correspondiente al promedio de las pérdidas de energía horarias del STN calculadas por el ASIC, asignadas al enlace i, en proporción a una demanda QX. Este costo será estimado por el ASIC con información histórica. Costo_Pérdidas_STR_e,Qx,i. Costo estimado en $/kWh, correspondiente a las pérdidas de energía horarias del STR, resultantes de la aplicación del factor de pérdidas del Nivel de Tensión del Operador de Red al cual se conecte el enlace internacional para referir la exportación al nivel de tensión de 230 kV, según la regulación vigente, asignadas al enlace i, en proporción a una demanda QX. Este costo será estimado por el ASIC con información histórica. PARÁGRAFO 1. Para asegurar que se mantenga el orden del despacho, el CND verificará que la curva de Precio de Oferta en el Nodo Frontera para Exportación sea monotónicamente creciente, y de no cumplirse esta condición, se tomará como Precio de Oferta en el Nodo Frontera para Exportación, el valor correspondiente al escalón inmediatamente anterior. La curva de Precio de Oferta en el Nodo Frontera para Exportación deberá estar expresada en Dólares de los Estados Unidos de Norteamérica, por MWh, para tal fin el Centro Nacional de Despacho -CND-, empleará la Tasa Representativa de Mercado – TCRM- del día inmediatamente anterior al cual se realiza el Despacho Programado, o la última TCRM vigente, publicada por la Superintendencia Financiera. PARÁGRAFO 2. Hasta junio 30 de 2003, el número máximo de incrementos de cantidades QX a considerar en la curva de Precio de Oferta del Nodo Frontera para Exportación, será igual a tres (3), donde el último incremento corresponderá al valor remanente para llegar a la capacidad máxima de exportación del sistema. A partir de julio 1o de 2003 y hasta finalizar el período de transición el número máximo de incrementos de cantidades QX será sin limitaciones. Sin perjuicio de lo anterior la CREG revisará durante el período de transición el número máximo de incrementos a considerar. Para determinar la variable Precio_Bolsa_TIE,QX, el CND podrá usar el Predespacho ideal, según la Parte 7.3, y a partir de la publicación de la presente Resolución, el proceso para la determinación del Precio_Bolsa_TIE,QX, podrá considerar las características técnicas de los recursos de generación. (Fuente: R CREG 004/03, Art. 5) (Fuente: R CREG 160/09, Art. 4)
ARTÍCULO 3.11.1.2.3. TRATAMIENTO DE OFERTAS DE PRECIOS PARA EXPORTACIÓN DEL OTRO PAÍS, SUPERIORES AL COSTO DE RACIONAMIENTO. Cuando la Curva Horaria de Precios de Oferta en cada Nodo Frontera para Exportación del Otro País, Curva de Escalones PONEQxE más los cargos G y más el Costo Equivalente en Energía, CEE, tenga
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segmentos que superen el costo del primer escalón de racionamiento, el CND considerará para estos segmentos, una disponibilidad del enlace internacional igual a cero. (Fuente: R CREG 014/04, Art. 8) (Fuente: R CREG 096/08, Art. 5)
ARTÍCULO 3.11.1.2.4. DETERMINACIÓN DEL PRECIO MÁXIMO DE IMPORTACIÓN. Para efecto de las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo -TIE, el CENTRO NACIONAL DE DESPACHO -CND-, estimará diariamente el Precio Máximo de Importación, encontrando el precio marginal horario de un Despacho ideal para cubrir la Demanda Total Doméstica, sin incluir exportaciones a través de los enlaces internacionales; restando el cargo por conexión del enlace internacional respectivo, si es del caso. PIi = Precio_Bolsa_e - Cargo_de_Conexión_Col i PARÁGRAFO. El Precio Máximo para Importación deberá estar expresado en dólares de los Estados Unidos de Norteamérica, por MWh, para lo cual el CENTRO NACIONAL DE DESPACHO -CND-, empleará la TCRM del día inmediatamente anterior al cual se realiza el despacho programado, o la última TCRM vigente, publicada por la Superintendencia Bancaria. (Fuente: R CREG 004/03, Art. 6) (Fuente: R CREG 092/08, Art. 1)
ARTÍCULO 3.11.1.2.5. PROGRAMACIÓN DE LAS TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD DE CORTO PLAZO, TIE. Para la realización del Despacho Económico Coordinado, para determinar las TIE, se deberán ejecutar los siguientes pasos: Paso 1o. El Centro Nacional de Despacho, CND, diariamente deberá poner a disposición de los operadores de los países miembros de la Comunidad Andina o países con los que se tenga una integración de mercados eléctricos en las condiciones de la presente resolución, y antes de las 13:00 horas, la curva horaria de Precios de Ofertas en el Nodo Frontera para Exportación, y el Precio Máximo de Importación, con el fin de que estos sean considerados dentro del proceso de Despacho Económico Coordinado, para determinar las TIE, a través de los enlaces internacionales entre dichos sistemas. Paso 2o. Entre las 13:00 y las 13:05, el CND considerará la información suministrada por los otros operadores, y mediante un procedimiento automático, determinará la activación o no de una Transacción Internacional de Electricidad de Corto Plazo, TIE, comparando el Precio Máximo para Importación y la Curva de Precios de Oferta en el Nodo Frontera para Exportación de cada uno de los Enlaces Internacionales suministrados por cada país, adicionando a cada uno de estos los cargos asociados con la generación aplicables en el mercado colombiano y el correspondiente Costo Equivalente en Energía, CEE. La expresión a utilizar es la siguiente: (PIki-(PONEQXEi + CEE+ Cargos G))*100/(PONEQXEi + CEE + Cargos G)>Umbral Donde: PIki: Precio Máximo de Importación Colombiano para la hora k.
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PONEQXEi: Precio de Oferta en el Nodo Frontera para Exportación del enlace internacional i, en el segmento QXE, del otro país; el cual deberá incluir todos los costos asociados con la entrega de energía en el nodo frontera. CEE: Costo Equivalente en Energía. Cargos G: Cargos adicionales establecidos en la regulación vigente asignados a la Generación de Colombia. Umbral: Porcentaje para determinar la máxima desviación aceptada entre los precios de oferta en los nodos fronteras para exportación y el Precio Máximo de Importación, que se utilizará para decidir una importación a través de las TIE. Para iniciar la operación de las TIE por un Enlace Internacional, se establece un Umbral igual al 8%. Dicho valor podrá ser ajustado por la CREG de acuerdo con las variaciones observadas entre los valores estimados y los reales. Para tal fin el ASIC informará el día veinte (20) calendario de cada mes a la CREG los valores estimados de cada una de las variables involucradas, así como los correspondientes valores reales para el mes anterior. Una TIE de importación se activa si se cumple la desigualdad anterior y si el ASIC ha informado al CND, que se han constituido las garantías exigidas en la presente resolución. En el caso de una solicitud de una TIE de exportación desde Colombia por parte de un operador de otro país, esta se activa si el ASIC ha informado al CND, que se dispone de las garantías exigidas en la presente resolución. Paso 3o. Si se activa una TIE, el Centro Nacional de Despacho, CND, entre las 13:05 y las 13:35 horas, realizará un despacho programado, conforme a las disposiciones contenidas en la Resolución 062 de 2000, o aquellas que la modifiquen, adicionen o complementen; tomando como un recurso de generación, los PONEQXEi más el Costo Equivalente en Energía, CEE, más los Cargos G y el Cargo de Conexión del tramo colombiano, cuando haya lugar, para los enlaces internacionales para los cuales se activó la TIE. Los Cargos G corresponden en la actualidad a los costos derivados de los siguientes conceptos: i) Servicios CND, SIC y AGC, y ii) Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas No Interconectadas, FAZNI. Los cargos CND-SIC se calcularán a prorrata de la capacidad máxima del enlace internacional, y el AGC, se estimará a prorrata de las holguras asignadas a la generación (Anexo 5). A las 13:35, informará a los otros operadores la cantidad dispuesta a importar. Paso 4o. Entre las 13:35 y las 14:05 horas, utilizando las declaraciones de precios y cantidades programados para importar por Colombia, y los nuevos precios y cantidades programados para importar desde Colombia reportados por los otros operadores al Centro Nacional de Despacho, CND. Se llevará a cabo un nuevo Despacho Programado. Paso 5o. Entre las 14:05 y las 14:15 horas, el CND deberá informar a los demás operadores y recibir de estos, los programas de importación y exportación respectivamente, los cuales
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deberán ser confirmados, modificados o rechazados antes de finalizar este período, considerando esta nueva información, y aplicando la regla de comparación establecida en el Paso 2o. Si como resultado del Paso 5o se presentan variaciones en las declaraciones de importación reportadas en el Paso 3o, por parte de los otros operadores, el CND procederá a realizar el Despacho Programado con dichos ajustes. Este Despacho deberá ser informado a los operadores de los otros sistemas, y a los agentes participantes a más tardar a las 14:45 horas. PARÁGRAFO 1o. Los procedimientos y medios de intercambio de información, serán establecidos dentro del Acuerdo Operativo suscrito por el Centro Nacional de Despacho, CND, y cada uno de los operadores de los otros países. PARÁGRAFO 2o. En los casos para los cuales la información definida en el presente artículo no sea suministrada en los términos aquí establecidos, el Centro Nacional de Despacho, CND, no procederá a la programación de Exportaciones o Importaciones de Electricidad de Corto Plazo, dentro del proceso de despacho programado o redespacho. PARÁGRAFO 3o. En caso de presentarse un empate entre los precios considerados en los despachos programados en el proceso de Despacho Económico Coordinado, el Centro Nacional de Despacho, CND, aplicará un criterio aleatorio igual al aplicado para el Despacho Programado, como regla de desempate. PARÁGRAFO 4o. El CND podrá modificar los horarios establecidos para llevar a cabo los procesos de Despacho Económico Coordinado establecidos en este artículo, siempre y cuando no se supere la hora fijada para su finalización (14:45 horas). PARÁGRAFO 5o. Ante una contingencia o cambio en las condiciones en alguno de los sistemas de los países interconectados, que implique una variación en la capacidad del Enlace Internacional, los operadores de los sistemas eléctricos deberán ajustar de forma coordinada la capacidad de importación y exportación del enlace; que se reflejará en las curvas de oferta del Precio de oferta en el nodo frontera para exportación PONE, para los despachos programados del día siguiente en adelante. Esto sin perjuicio de los redespachos generados durante la operación diaria de los Sistemas. Dicha capacidad deberá ser la máxima posible técnicamente y solo podrá ajustarse por cambios en condiciones operativas, con el objetivo de mantener la calidad y seguridad en los sistemas interconectados. (Fuente: R CREG 004/03, Art. 7) (Fuente: R CREG 210/15, Art. 1) (Fuente: R CREG 196/15, Art. 1) (Fuente: R CREG 096/08, Art. 2)
ARTÍCULO 3.11.1.2.6. REDESPACHO DE TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD DE CORTO PLAZO -TIE-, PARA EXPORTACIÓN. Adicionales a las causales establecidas en el Código de Operación, serán causales de redespacho para las exportaciones internacionales de Corto Plazo, las siguientes: i) Cambios Topológicos. Cambios topológicos del SIN colombiano que afecten por razones de calidad, seguridad y confiabilidad en la prestación del servicio, la capacidad de exportación. ii) Indisponibilidad de Recursos de Generación. Cuando el sistema Colombiano presente
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indisponibilidad de recursos de generación, tal que su balance entre demanda y generación, le impida cumplir con el programa de exportación definido. iii) Variación en el Precio Nodal de Oferta para Exportación. Cuando por indisponibilidad de recursos de generación, por intervención de Embalses, o cambios topológicos que se presenten en el SIN colombiano, varíe el Precio Nodal de Oferta para Exportación en el Redespacho del mercado Colombiano, esta situación será informada al país importador, con el fin de que su operador decida el redespacho respectivo. iv) Indisponibilidad Parcial o Total del Enlace Internacional. Cuando se informe al CND de la Indisponibilidad parcial o total del Enlace Internacional. v) Incumplimiento Comercial Reportado por el ASIC. El CND procederá a realizar el Redespacho, limitando la exportación, durante los períodos restantes del día de despacho, cuando el ASIC informe los siguientes eventos: i) Por el incumplimiento total en el depósito del pago anticipado requerido por parte del mercado importador para atender las transacciones internacionales de electricidad de Corto Plazo. ii) Por mora en el pago de las facturas por parte del administrador del mercado importador. vi) Variación en el Precio Máximo de Importación del país importador. Cuando se presenten eventos en los Sistemas de los otros países integrados regulatoriamente que varíen el Precio Máximo de Importación de los mismos, el operador del sistema importador podrá solicitar el redespacho respectivo al Centro Nacional de Despacho – CND, informando las nuevas cantidades a importar. (Fuente: R CREG 004/03, Art. 8) (Fuente: R CREG 160/09, Art. 5)
ARTÍCULO 3.11.1.2.7. DETERMINACIÓN DEL PRECIO NODAL DE OFERTA PARA EXPORTACIÓN EN EL REDESPACHO. Con el fin de aplicar alguna de las causales de redespacho para exportación, establecidas en el artículo 3.11.1.2.6 de esta resolución, el CND calculará el Precio Nodal de Oferta para Exportación en el Redespacho, aplicando el siguiente procedimiento: 1. Estimará horariamente un Precio de Oferta para cada Nodo Frontera para Exportación en el Redespacho, para la cantidad de exportación programada QX, Ponerqx,i, aplicando la siguiente expresión: “Ponerqx,i = Precio_Bolsa_R_TIE,QX, + Costo_Medio_Restricciones_e + Costo_Restricciones_del_Enlace_R_e,QX,i + Cargos_Uso_STN_e + Cargos_Uso_STR_e,i + Cargos_Conexión_Col_QX,i + Cargos_CND_ ASIC_e, + Costo_Pérdidas_STN_e,Qx,i. + Costo_Pérdidas_STR_e,Qx,i donde: Precio_Bolsa_R_TIE,QX: Precio de Bolsa estimado de Redespacho, que corresponde al precio que se obtiene de un Predespacho ideal, para el valor QX programado, como se establece a continuación.
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Para la determinación del Precio_Bolsa_R_TIE,QX, el Centro Nacional de Despacho -CND-, encontrará un Predespacho Ideal para las horas faltantes para cumplir las veinticuatro (24) horas del Redespacho, para la demanda total doméstica y para el valor QX programado para ese período en el Redespacho, con condiciones estimadas por el CND para las variables a utilizar, así: i) Demanda Total Doméstica más el valor QX programado adicional. ii) Disponibilidad, precio de oferta y precios de arranque-parada declarados por los generadores térmicos, o aquellos precios y/o disponibilidades resultantes de las modificaciones a los mismos, establecidas en la regulación vigente. Costo_Restricciones_del_Enlace_R_e,QX,i. Costo de la energía generada por restricciones del Sistema Interconectado Nacional, asociado con la exportación a través del Enlace Internacional i, para el valor programado QX en el redespacho, calculado conforme al procedimiento desarrollado en el Anexo 4o, considerando en forma independiente cada uno de los Enlaces Internacionales. El CND utilizará en el numeral 2 del Anexo 4 para efectos de obtener este costo, un Predespacho Ideal. Se mantendrá el valor estimado de las restantes variables integrantes del PONEQx,i, definidas en el artículo 3.11.1.2.2 de esta resolución, utilizadas para el proceso de Despacho Coordinado, realizado el día anterior al día de operación. (Fuente: R CREG 014/04, Art. 6) (Fuente: R CREG 160/09, Art. 10)
ARTÍCULO 3.11.1.2.8. REDESPACHO DE TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD DE CORTO PLAZO -TIE-, PARA IMPORTACIÓN. 1. Valores a cargo de los generadores que salieron despachados El valor a cargo de cada generador j despachado en el Despacho Ideal, será el que resulta de aplicar la siguiente expresión: · Cuando hay Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado y/o Demanda No Doméstica
· Cuando no hay Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado ni Demanda No
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Doméstica
Donde: R II,j: Recaudo por Valor Adicional por atención de Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado a cargo del generador j R IN,j: Recaudo por Valor Adicional por atención de Demanda Total Doméstica a cargo del generador j. R IK,j: Recaudo por Valor Adicional por atención de Demanda No Doméstica a cargo del generador j IN: Valor adicional para la Demanda Total Doméstica. II: Valor adicional para la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado y/o la Demanda No Doméstica. GN,j,i: Generación de la planta j en la hora i para atender Demanda Total Doméstica. GI,j,i: Generación de la planta j en la hora i para atender Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado. GK,j,i: Generación de la planta j en la hora i para atender la Demanda No Doméstica. 2. Valores a favor de los generadores despachados El valor a favor de cada generador despachado en el Despachado Ideal será calculado con las siguientes expresiones, según el caso: · Cuando hay Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado y/o Demanda No Doméstica y no se cumple la condición de la Ec(1) y/o de la Ec (2), de la Parte 3.2, se aplicará la siguiente expresión:
Si se cumplen las condiciones de las Ec (1) y (2),
Cuando no hay Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado y Demanda No Doméstica y no se cumple la condición de la Ec(3), de la Parte 3.2, modificado por esta
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Resolución se aplicará la siguiente expresión:
Si se cumple la condición de la Ec (3), Donde: P Ij: Valores a favor del generador j. IN,j Estimación de ingresos de la planta térmica j por atender la Demanda Total Doméstica. PN,j Estimación del valor de operación de la planta j por atender la Demanda Total Doméstica. IN+I+K,j Estimación de ingresos de la planta térmica j por atender la Demanda Total Doméstica mas la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado más la Demanda No Doméstica. PN+I+K,j Estimación del valor de operación de la planta j por atender la Demanda Total Doméstica mas la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado más la Demanda No Doméstica. Según se definen en la Parte 3.2. (Fuente: R CREG 004/03, Art. 9) (Fuente: R CREG 186/09, Art. 4)
ARTÍCULO 3.11.1.2.9. CONDICIONES DE REDESPACHOS POR VARIACIÓN EN EL PRECIO NODAL DE OFERTA DEL PAÍS EXPORTADOR O POR VARIACIÓN EN EL PRECIO MÁXIMO DE IMPORTACIÓN DE COLOMBIA. Para determinar los valores a los cuales se genera un redespacho de una TIE de importación por Variación en el Precio Nodal de Oferta del País Exportador o por Variación en el Precio Máximo de Importación de Colombia, se deberá considerar la siguiente expresión: (PIki - (PONEQXE i+ CEE + Cargos G)) * 100/(PONEQXEi+CEE + Cargos G) > Umbral
Donde las variables se conservan según la definición y criterio contenido en el artículo 7o, con excepción del PONEQXEi, que es el nuevo valor reportado por el operador del país exportador y que se utilizará en caso de una Variación en el Precio Nodal de Oferta del País Exportador; y PIki, que es calculado estimando el nuevo precio de bolsa resultante de un predespacho ideal y que se utilizará en caso de una Variación en el Precio Máximo de Importación de Colombia. Los períodos y términos aplicables al redespacho de una transacción de electricidad de Corto Plazo para exportaciones e importaciones serán los previstos en la regulación vigente para los redespachos. (Fuente: R CREG 004/03, Art. 10) (Fuente: R CREG 096/08, Art. 3)
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ARTÍCULO 3.11.1.2.10. PROGRAMACIÓN DE TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD DE CORTO PLAZO PARA SUPLIR GENERACIÓN DE SEGURIDAD CON IMPORTACIONES. Se permitirán las importaciones de electricidad para cubrir generación de seguridad doméstica a través de una TIE, siguiendo los procedimientos establecidos en los artículos 5o y 3.11.1.2.4 de esta resolución, y siempre que los precios ofertados por el país exportador adicionados con el Costo Equivalente en Energía, CEE y con los cargos propios de los generadores en el mercado colombiano no superen el costo de racionamiento para el primer escalón del Sistema Eléctrico Colombiano, conforme con las disposiciones contenidas en el Título 3.8.1 o aquellas que la modifiquen, adicionen o complementen, en cualquiera de las siguientes condiciones: i) Cuando exista capacidad remanente en el Enlace Internacional; ii) Cuando no se haya programado una TIE previamente por el Enlace Internacional. En todos los casos, la programación de una TIE de importación para suplir generación de seguridad, será la resultante de incluir las ofertas horarias de precios y cantidades del otro país en el Despacho Programado, de la siguiente manera: el precio horario corresponderá al precio de oferta declarado en el nodo frontera por el país exportador adicionado con el Costo Equivalente en Energía, CEE y con los cargos propios de los generadores en el mercado colombiano y la cantidad ofertada será el menor valor que resulte de comparar la capacidad de importación del enlace internacional y la cantidad de electricidad que esté dispuesto a exportar el sistema eléctrico del otro país, según las curvas PONE entregadas por cada país, en el procedimiento de despacho económico coordinado. (Fuente: R CREG 004/03, Art. 11) (Fuente: R CREG 096/08, Art. 4)
ARTÍCULO 3.11.1.2.11. SUMINISTRO DE INFORMACIÓN OPERATIVA ASOCIADA CON LAS TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD DE CORTO PLAZO. El Centro Nacional de Despacho, CND, y los operadores de los sistemas de los países miembros de la Comunidad Andina o países con los que se tenga una integración de mercados eléctricos en las condiciones de la presente Resolución, definirán en cada Acuerdo Operativo los programas computacionales, los mecanismos y los términos para el intercambio de información operativa. (Fuente: R CREG 004/03, Art. 12)
ARTÍCULO 3.11.1.2.12. CRITERIOS DE CALIDAD Y SEGURIDAD PARA LA OPERACIÓN DE LOS ENLACES INTERNACIONALES. Los niveles mínimos de calidad y seguridad del SIN definidos en la regulación vigente no se deben deteriorar por efectos de las TIE. Los Acuerdos Operativos suscritos por el CND y los demás operadores, contendrán los criterios de calidad y seguridad, así como las medidas de protección y medidas suplementarias que utilizarán para la operación de cada enlace internacional. Si existen diferencias en la determinación de los criterios de calidad y seguridad a seguir en la operación de un enlace internacional, prevalecerá la norma más exigente de las definidas regulatoriamente entre los países firmantes del Acuerdo Operativo.
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Los Acuerdos Operativos deberán especificar los programas computacionales y los mecanismos para el intercambio de información necesaria entre operadores que se utilizarán en la realización de los análisis eléctricos de los enlaces internacionales. (Fuente: R CREG 004/03, Art. 13)
ARTÍCULO 3.11.1.2.13. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS ASOCIADAS CON LOS ENLACES INTERNACIONALES. En ningún caso se permitirá que la declaración de limitaciones por características técnicas de los recursos de generación asociados a los Enlaces Internacionales afecten el Despacho de las TIE. (Fuente: R CREG 004/03, Art. 14)
ARTÍCULO 3.11.1.2.14. SERVICIOS DE CONTROL DE VOLTAJE Y POTENCIA REACTIVA EN LOS ENLACES INTERNACIONALES. Las transacciones por los Enlaces Internacionales no estarán sujetas a requisitos de entrega obligatoria de reactivos ni a reglas de remuneración por el servicio de control de voltaje. Sin embargo deberán mantenerse los niveles de voltaje dentro de los rangos permitidos por la regulación vigente, cumpliendo los criterios de calidad y seguridad del SIN. El CND establecerá en los Acuerdos Operativos los procedimientos aplicables al suministro de reactivos por los Enlaces Internacionales. (Fuente: R CREG 004/03, Art. 15)
ARTÍCULO 3.11.1.2.15. SERVICIOS DE REGULACIÓN DE FRECUENCIA, CONTROL AUTOMÁTICO DE GENERACIÓN, RESERVAS OPERATIVAS Y CONTROL DE LOS INTERCAMBIOS. La responsabilidad por la regulación de frecuencia, el control automático de generación, reservas operativas y el control de los intercambios, será definida por el CND conjuntamente con los otros operadores de los sistemas, en los Acuerdos Operativos que se suscriban. El CND propondrá a la CREG en el período de transición, los criterios necesarios para homologar la banda de frecuencia en que se deben operar los sistemas interconectados. Los recursos tecnológicos necesarios para el control de la frecu encia en cada sistema serán establecidos en los Acuerdos Operativos suscritos por el CND y los otros operadores. (Fuente: R CREG 004/03, Art. 16)
ARTÍCULO 3.11.1.2.16. TRATAMIENTO DE LAS DESVIACIONES DEL DESPACHO PROGRAMADO DE LOS ENLACES INTERNACIONALES. El CND propondrá a la CREG en el período de transición, los criterios para establecer la desviación admisible al Despacho Económico Coordinado de los Enlaces Internacionales, dentro de la cual no se realizará ningún cobro por dicho concepto. Dicho criterio deberá ser incluido en los Acuerdos Operativos suscritos por el CND y los otros operadores. En materia de autorizaciones se aplicará la regulación vigente. Durante el período de transición, la CREG revisará, con base en las recomendaciones
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de los Operadores de los Sistemas, los criterios para asignar los requerimientos por servicios de regulación de frecuencia, control automático de generación, reservas operativas, control de los intercambios, y las desviaciones del despacho económico programado, aplicables a las TIE. (Fuente: R CREG 004/03, Art. 17)
ARTÍCULO 3.11.1.2.17. APERTURA DE LOS ENLACES INTERNACIONALES. En caso de que no se programen transacciones internacionales de electricidad de corto plazo –TIE- el CND deberá tomar las medidas correspondientes para la operación del Enlace Internacional. Para lo cual deberá considerar desviaciones máximas para la regulación de frecuencia de dos (2) veces la banda de AGC aprobada en la regulación vigente. (Fuente: R CREG 004/03, Art. 18)
CAPÍTULO 3 ASPECTOS COMERCIALES APLICABLES A LAS TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD DE CORTO PLAZO, TIE ARTÍCULO 3.11.1.3.1. RESPONSABILIDADES DEL ASIC. Serán responsabilidades del Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC, con sujeción a la reglamentación vigente, la administración, liquidación, facturación y recaudo de las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo, TIE. PARÁGRAFO 1o. El ASIC, suscribirá un Acuerdo Comercial con los Administradores de los sistemas de los países miembros de la Comunidad Andina o países con los que se tenga una integración de mercados eléctricos en las condiciones de la presente Resolución, que será aplicado previo visto bueno de la CREG, y deberán desarrollar como mínimo los puntos contenidos en el 3.11.1.10R_CREG_0004_2003 - ANEXO 2*NO EXISTE EL BOOKMARK de esta Resolución. (Fuente: R CREG 004/03, Art. 19)
ARTÍCULO 3.11.1.3.2. FRONTERA COMERCIAL ASOCIADA CON UN ENLACE INTERNACIONAL. Para efectos de las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo, TIE, el transportador, representante del Enlace Internacional, registrado ante el mercado de energía mayorista colombiano, será el responsable por la instalación y mantenimiento de la frontera comercial, dando cumplimiento a la reglamentación vigente. (Fuente: R CREG 004/03, Art. 20)
ARTÍCULO 3.11.1.3.3. REGISTRO DE LA FRONTERA COMERCIAL ASOCIADA CON UN ENLACE INTERNACIONAL. Para efectos de las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo, TIE, el ASIC procederá al registro de la frontera comercial según la información remitida por el representante del Enlace Internacional de conformidad con la reglamentación vigente. En caso de que se tenga una integración regulatoria de mercados eléctricos en las condiciones de la presente Resolución, los agentes que hubieran registrado fronteras comerciales de exportación o importación de electricidad, deberán solicitar al ASIC
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la cancelación del registro de la respectiva frontera, a más tardar dentro de los cinco (5) días calendario siguientes, contados a partir de la vigencia de la presente resolución. (Fuente: R CREG 004/03, Art. 21)
ARTÍCULO 3.11.1.3.4. ASIGNACIÓN DE PÉRDIDAS ASOCIADAS CON LOS ENLACES INTERNACIONALES. Para efectos de la asignación de las pérdid as asociadas con los Enlaces Internacionales, el ASIC realizará la liquidación y facturación de las exportaciones utilizando la información reportada por el Transportador responsable de la frontera comercial, refiriendo las medidas a 220 kV, en el nodo frontera de exportación en Colombia. Para efectos de la liquidación y facturación de una exportación, las pérdidas asociadas con el Enlace Internacional las asumirá la demanda del país importador. (Fuente: R CREG 004/03, Art. 22)
ARTÍCULO 3.11.1.3.5. MANEJO DE LOS RECURSOS DEL PAGO ANTICIPADO. En el caso de importaciones del mercado Colombiano, el ASIC girará a la cuenta que señale el Administrador del mercado exportador, el valor semanal correspondiente al pago anticipado estimado de dichas importaciones, de acuerdo con el procedimiento de cálculo de garantías previsto en artículo 8.1.3.1R_CREG_0004_2003 - 23*NO EXISTE EL ARCHIVO .RTF de esta resolución y el cual deberá incluirse en el contenido en los Acuerdos Comerciales. En el caso de las exportaciones efectuadas por el mercado colombiano hacia otros mercados, el ASIC abrirá una cuenta en dólares en la que el Administrador del mercado importador depositará el valor semanal correspondiente al pago anticipado de las importaciones previstas, de acuerdo con el procedimiento de cálculo de garantías previsto en artículo 8.1.3.1R_CREG_0004_2003 - 23*NO EXISTE EL ARCHIVO .RTF de esta resolución, sin considerar el costo de cobertura, y el cual deberá incluirse en el contenido en los Acuerdos Comerciales. PARÁGRAFO 1o. Los costos se asignarán de la siguiente manera: En el caso de importaciones, los costos financieros, impuestos y costos de cobertura, serán asignados semanalmente a prorrata de la participación de los agentes en el monto total de garantías. En el caso de exportaciones, los costos financieros, de impuestos y los costos de cobertura se asignarán semanalmente a la cuenta de restricciones. Se recaudarán en efectivo a través de las garantías del mercado, teniendo en cuenta los mismos plazos de las garantías TIE. Los costos que puedan causar ajustes a las facturaciones TIE de exportación e importación debido a la monetización o compra/venta de divisas a través del intermediario bancada, así como el gravamen a los movimientos financieros e impuestos, se recaudarán en la siguiente estimación del Monto Semanal de Garantías. En el caso de exportaciones, se recaudarán en efectivo a través de las garantías del mercado por concepto de restricciones, teniendo en cuenta los mismos plazos de las garantías TIE. En el caso de importaciones, se recaudarán a prorrata de la participación de los agentes en el monto total de garantías. PARÁGRAFO 2o. Los rendimientos financieros derivados de:
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Los pagos anticipados efectuados al mercado colombiano por concepto de exportaciones TIE realizadas hacia los sistemas de los otros países regulatoriamente integrados, desde el día diez (10) calendario de cada mes, hasta el día del vencimiento de las transacciones en el Mercado Mayorista de conformidad con la regulación vigente en Colombia, serán asignados anualmente a la demanda doméstica para el cubrimiento de los costos asociados a la cuenta de exportación y disminución del costo de restricciones. Los pagos anticipados efectuados por el Mercado colombiano, por concepto de las importaciones TIE realizadas desde los sistemas de los otros países regulatoriamente integrados, desde el día del depósito de los recursos hasta el día diez (10) calendario del mes correspondiente, serán asignados anualmente a prorrata de la participación de los agentes en el monto total de garantías, con independencia de la fecha de depósito de las mismas. PARÁGRAFO 3o. Para cubrir costos que no se paguen por eventuales incumplimientos a causa de agentes retirados del Mercado Mayorista de Electricidad (MEM) con los mercados regulatoriamente integrados, por concepto de ajustes semanales de los montos semanales de garantías, se dejará un monto de 10,000.000 de pesos en la cuenta de importación administrada por el ASIC. Este valor será indexado anualmente con el Índice de Precios al Productor (IPP) para lo cual se utilizarán los rendimientos generados durante el período. Si llegasen a existir faltantes estos se recaudarán en la siguiente estimación del Monto Semanal de Garantías a prorrata de la participación de cada agente. El monto de que trata el inciso anterior, será recaudado durante un mes a prorrata de la participación de los agentes en el Monto Semanal de Garantías. En caso de hacer uso de éste monto, se recaudará nuevamente durante el mes siguiente a prorrata de la participación de los agentes que participen en el Monto Semanal de Garantías. (Fuente: R CREG 004/03, Art. 24) (Fuente: R CREG 116/12, Art. 2)
ARTÍCULO 3.11.1.3.6. PROCEDIMIENTO PARA DEPOSITAR EL PAGO ANTICIPADO. Cada viernes el ASIC deberá: i) Intercambiar con los otros administradores de los mercados de electricidad de los otros países, información relacionada con las cantidades de electricidad que serán importadas; ii) Comunicar a cada agente el valor del pago anticipado que deben consignar para atender el pago de las transacciones internacionales de electricidad de Corto Plazo –TIE- de la semana de operación asociada con dicho pago, de acuerdo con la información referida en el numeral anterior. Los agentes deberán realizar el pago anticipado a más tardar el martes de cada semana, y enviar copia del comprobante de consignación al ASIC, vía fax, por correo certificado o electrónico. En caso de que el agente no confirme al ASIC que realizó el depósito, se entenderá que éste no se ha llevado a cabo. Recibido el valor del pago anticipado para importaciones, el día jueves de cada semana, el ASIC deberá transferir la totalidad de dichos recursos a la cuenta que señale el Administrador del mercado exportador.
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(Fuente: R CREG 004/03, Art. 25)
ARTÍCULO 3.11.1.3.7. OTRAS OBLIGACIONES DEL ASIC. Semanalmente, el ASIC deberá: i) Verificar que tanto los depósitos correspondientes a las garantías constituidas por los agentes Colombianos, como las realizadas por los administradores de los mercados de los otros países, se hayan efectuado en las cuentas previstas para tal fin, de conformidad con los Acuerdos Comerciales; ii) Informar al CND, los viernes antes de las 13:00 horas, de la existencia del pago anticipado semanal efectuado por el administrador del mercado importador, para viabilizar la exportación de la semana siguiente. (Fuente: R CREG 004/03, Art. 26)
ARTÍCULO 3.11.1.3.8. CONDICIONES PARA LA EXPORTACIÓN DE ELECTRICIDAD A TRAVÉS DE TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD DE CORTO PLAZO. La realización de una exportación de electricidad a través de las TIE estará sujeta al pago anticipado que deberá realizar el administrador del mercado importador, a su verificación por parte del ASIC y a que el CND esté informado de la existencia del mismo. (Fuente: R CREG 004/03, Art. 27)
ARTÍCULO 3.11.1.3.9. LIQUIDACIÓN DE LAS TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD DE CORTO PLAZO. Las liquidaciones de las transacciones internacionales de electricidad de Corto Plazo –TIE-, se realizarán por los administradores de los mercados utilizando los precios reales de exportación e importación y demás variables necesarias, que se obtengan como resultado de la segunda liquidación, de conformidad con la reglamentación vigente para las transacciones del mercado mayorista. PARÁGRAFO 1o. Para efectos de la liquidación de las TIE, el ASIC no considerará transacciones por fracciones de hora, es decir, la liquidación se hará con el resultado neto de exportaciones e importaciones de electricidad realizadas a través de cada uno de los enlaces internacionales en periodos horarios con las lecturas de los medidores ubicados en los nodos de frontera de exportación. PARÁGRAFO 2o. En el caso de una importación del mercado colombiano, el ASIC recibirá del administrador del mercado exportador, los valores reales de su Precio de Oferta en el Nodo Frontera para Exportación (PONEQXE,i), resultado de la segunda liquidación, el cual será utilizado para obtener el precio de bolsa colombiano, aplicando las disposiciones contenidas en el Artículo 43 de la Resolución CREG 004 de 2003 . Una vez obtenido este precio, el ASIC aplicará el mayor valor entre el Precio de Importación para Liquidación de TIE, definido en el artículo 1.34 de la misma resolución de la misma resolución, descontando los cargos G liquidados, y el precio real de Oferta en el Nodo Frontera para Exportación del otro país informado por el administrador del mercado exportador. En el caso de una exportación del mercado colombiano, el ASIC enviará al administrador del mercado importador, el valor del PONEQX,i, que deberá considerar tanto la forma de
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asignación prevista en la regulación vigente, como los valores reales de cada uno de los componentes del Precio de Oferta en el Nodo Frontera para Exportación establecidos en el Artículo 3.11.1.2.2 de esta resolución. El valor del PONEQX,i, será informado al administrador del país importador para que esta obtenga su Precio de Importación para Liquidación. PARÁGRAFO 3o. En el caso de una importación del mercado colombiano que se haya producido para suplir Generación de Seguridad fuera de mérito esta será remunerada al país exportador, utilizando el precio de oferta en el nodo frontera para exportación, informado por el administrador del país exportador, resultante de su segunda liquidación. En este caso el Precio de Reconciliación Positiva aplicado a este recurso será el precio de oferta en el nodo frontera para exportación, informado por el administrador del país exportador, resultante de su segunda liquidación, adicionado con el Costo Equivalente Real en Energía del Cargo por Confiabilidad y con los cargos propios de los generadores en el mercado colombiano. En el caso de una exportación de electricidad del mercado colombiano que se haya producido para suplir Generación de Seguridad en el país importador, el ASIC liquidará y facturará dicha exportación, al precio horario que será el máximo valor entre el precio de exportación y el precio marginal del mercado de corto plazo del mercado importador más la totalidad de los costos, distintos al Valor energizado del Precio Unitario de Potencia, VEPUP, reconocidos regulatoriamente a los generadores en dicho mercado. El precio de exportación deberá considerar los valores reales de: i) el precio de generación para exportación que suple generación de seguridad del país importador, y ii) los costos y cargos siguientes: los costos medio de restricciones, cargos uso STN, cargos CND-ASIC, cargos uso STR, costo restricciones del enlace, cargos conexión, costo pérdidas STN y costos pérdidas STR, según lo establecido en el 3.11.1.2.2 de esta resolución. Todos los valores deberán ser los resultantes de la segunda liquidación. PARÁGRAFO 4o. Para efectos del cálculo del Costo Equivalente Real de Energía y del Valor a Recaudar del Cargo por Capacidad se incluirán las importaciones de electricidad, realizadas a través de Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo. PARÁGRAFO 5o. Para efectos de la liquidación de los cargos asociados con la generación (Cargos G), que se distribuyen con base en la capacidad efectiva registrada ante el ASIC, se considerará que los enlaces internacionales tendrán una capacidad efectiva equivalente al promedio de la importación del respectivo mes, que se hubiera realizado utilizando el Despacho Económico Coordinado. PARÁGRAFO 6o. En caso de no programarse una TIE a través de un enlace internacional, la máxima desviación admisible en el flujo horario por el enlace estará limitado al 1% de la capacidad máxima de transferencia del mismo, determinada por los operadores de los mercados regulatoriamente integrados. Esta desviación será remunerada al precio de oferta en el nodo frontera para exportación del país que exporte. PARÁGRAFO 7o. En caso de importaciones de electricidad por parte del sistema eléctrico colombiano, el ASIC al finalizar cada mes de operación efectuará un ajuste final de transacciones TIE, denominados Saldos Netos TIE, a partir de la diferencia entre la liquidación final con la cual se realiza la factura, ajustada con los precios informados por el Administrador
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del Mercado Exportador para facturación y los valores obtenidos de la segunda liquidación. Los Saldos Netos TIES, valores netos deficitarios o superavitarios resultantes del ajuste final de transacciones TIE definidos en este parágrafo, se asignarán de la siguiente manera: i) Para cada período horario, por la cantidad de las importaciones que se destinen a cubrir generación cuyo precio resultante de la segunda liquidación esté fuera de mérito en la liquidación de facturación, se asignarán de acuerdo con lo establecido en el artículo 45 de la Resolución CREG-004 de 2003 ; ii) Para cada período horario cuyo precio de la energía de importación que se obtiene de la segunda liquidación resulte en mérito en la liquidación de facturación, serán aplicados a los agentes comercializadores y generadores a prorrata de su participación en las compras horarias de energía en Bolsa. (Fuente: R CREG 004/03, Art. 28) (Fuente: R CREG 149/09, Art. 1) (Fuente: R CREG 096/08, Art. 7)
ARTÍCULO 3.11.1.3.10. FACTURACIÓN Y ADMINISTRACIÓN DE CUENTAS DE LAS TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD DE CORTO PLAZO. La facturación y administración de cuentas de las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo serán realizadas por el ASIC aplicando la regulación vigente para las transacciones en el mercado de energía mayorista, de la siguiente manera: En el caso de una exportación del mercado colombiano, el precio horario que se utilizará para facturar al mercado importador será el máximo valor entre el precio de exportación que deberá considerar los valores reales de cada uno de los componentes del Precio de Oferta en el Nodo Frontera para Exportación establecidos en el artículo 3.11.1.2.2 de esta resolución, y el precio marginal del mercado de corto plazo del mercado importador más la totalidad de los costos, distintos al Valor energizado del Precio Unitario de Potencia, VEPUP, reconocidos regulatoriamente a los generadores en dicho mercado. La facturación mensual a los agentes colombianos deberá incluir tanto los ajustes que se deriven por concepto de una exportación TIE, como los Saldos Netos TIE, producto de una importación. Los valores superavitarios o deficitarios de los ajustes, por concepto de una exportación TIE serán aplicados a los agentes comercializadores y generadores, de conformidad con la reglamentación vigente para las transacciones del mercado mayorista. En el caso de los Saldos Netos TIE, su asignación se hará conforme lo previsto en el parágrafo 7o del artículo 3.11.1.3.9 de esta resolución. Sólo se permitirán ajustes a la factura dentro del plazo previsto por las normas cambiarias y aduaneras. El ASIC definirá los procedimientos y procesos detallados a aplicar para efectos del perfeccionamiento, facturación y administración de cuentas de las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo. Para la Administración de Cuentas el ASIC diseñará un mecanismo a partir de las liquidaciones para las transacciones en el mercado mayorista que le permita manejar balances independientes y separar de los pagos totales que resulten a cargo de los agentes
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participantes en la Bolsa de Energía, las obligaciones derivadas de las Transacciones Internacionales de Energía de Corto Plazo. El ASIC será responsable de cumplir con todas las obligaciones Aduaneras y Cambiarias derivadas de la ejecución de las Transacciones Internacionales de electricidad de Corto Plazo, teniendo en cuenta el Estatuto Aduanero y el Régimen de Cambios Internacionales vigentes y las normas que los modifiquen, adicionen o complementen. (Fuente: R CREG 004/03, Art. 29) (Fuente: R CREG 096/08, Art. 8)
ARTÍCULO 3.11.1.3.11. MONEDA PARA LA LIQUIDACIÓN Y FACTURACIÓN DE LAS TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD DE CORTO PLAZO. Para efectos de la liquidación y facturación de las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo, la moneda a utilizar será el Dólar de los Estados Unidos de Norteamérica. Para efectos de las liquidaciones se utilizará el valor de la TCRM vigente para el día de operación, publicada por la Superintendencia Bancaria. (Fuente: R CREG 004/03, Art. 30)
ARTÍCULO 3.11.1.3.12. ASIGNACIÓN DE LA RENTA DE CONGESTIÓN. De conformidad con lo establecido en la Decisión CAN 720 las rentas de congestión serán asignadas en partes iguales para cada mercado, es decir 50% para el sistema importador y el 50% para el sistema exportador. Cuando el mercado colombiano realice exportaciones los recursos de las rentas que correspondan al sistema importador se tendrán como un saldo a favor del sistema importador. De las rentas que correspondan al mercado colombiano, se asignarán según lo establecido en las disposiciones legales vigentes. El saldo de los recursos que correspondan el mercado colombiano se verá reflejado en un menor costo de restricciones. Para lo anterior, el ASIC trasladará estas rentas a los comercializadores conforme con la regulación vigente, como un menor valor de restricciones. Los comercializadores transferirán a sus usuarios finales el monto correspondiente a las rentas de congestión calculadas por el ASIC, como un menor valor de restricciones, de la siguiente manera: 1. En el caso de los usuarios regulados: el comercializador deberá disminuir el valor de la variable CRS del componente “Rmi”, Costos por Restricciones y Servicios Asociados con Generación, de que trata el artículo 6.16.2.6.1 de esta resolución, o de aquellas que la adicionen, modifiquen o complementen de acuerdo con el cálculo de las rentas de congestión. 2. Para los usuarios no regulados: el comercializador deberá trasladar el beneficio de las rentas de congestión como un menor valor por concepto de restricciones, de acuerdo con el contrato suscrito libremente entre las partes. (Fuente: R CREG 004/03, Art. 31) (Fuente: R CREG 160/09, Art. 7)
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CAPÍTULO 4 POR EL CUAL SE ACLARAN LAS NORMAS PARA LA LIQUIDACIÓN DE LOS RECURSOS DE GENERACIÓN ASOCIADOS A LAS EXPORTACIONES DE ELECTRICIDAD POR CONDICIONES DE SEGURIDAD DEL IMPORTADOR ARTÍCULO 3.11.1.4.1. PRECIO DE GENERACIÓN PARA EXPORTACIÓN QUE SUPLE GENERACIÓN DE SEGURIDAD DEL PAÍS IMPORTADOR. Para efectos de la liquidación de la generación asociada a las exportaciones de electricidad para suplir generación de seguridad del país importador, el precio a remunerar de los recursos de generación que participen, se calculará con el mayor precio de los recursos utilizados para este tipo de exportación, calculado este precio como la suma del Precio de Oferta y el precio de arranque-parada, cuando haya arranques, variabilizado con su generación real del día. PARÁGRAFO. La energía atendida con los recursos de generación asociados a las exportaciones por condiciones de seguridad del importador no será considerada en la formación del precio de la Bolsa de Energía para la Demanda Total. (Fuente: R CREG 149/09, Art. 2)
ARTÍCULO 3.11.1.4.2. EXCEDENTES DE RECURSOS RESULTANTES DE EXPORTACIONES PARA ATENDER GENERACIÓN DE SEGURIDAD EN EL PAÍS IMPORTADOR. Cuando como resultado de exportaciones de energía eléctrica para atender generación de seguridad en el país importador haya una diferencia positiva horaria entre el precio marginal del mercado de corto plazo del mercado importador más la totalidad de los costos, distintos al Valor Energizado del Precio Unitario de Potencia, VEPUP, reconocidos regulatoriamente a los generadores en dicho mercado, y el precio de exportación, calculado según el inciso 2o del parágrafo 3o del artículo 3.11.1.3.9 de esta resolución, se aplicarán las siguientes reglas: 1. Cuando la diferencia constituya rentas de congestión estas se asignarán conforme a lo establecido en las normas vigentes. 2. Por el contrario cuando la diferencia se ocasione por causa diferente a la congestión en el enlace que dé lugar a las rentas de congestión de las que trata el numeral anterior, se asignará a los comercializadores a prorrata de su participación en la demanda comercial de energía para disminuir los costos por restricciones. (Fuente: R CREG 149/09, Art. 3)
CAPÍTULO 5 DE LA SUSPENSIÓN DE LAS TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD DE CORTO PLAZO ARTÍCULO 3.11.1.5.1. SUSPENSIÓN TOTAL O PARCIAL DE LAS TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD DE CORTO PLAZO, TIE. El CND suspenderá la ejecución de las TIE de acuerdo con la información que le suministre el ASIC en relación con los siguientes eventos:
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a) Incumplimiento por parte de los agentes del mercado colombiano: Por incumplimiento parcial en el depósito del pago anticipado por parte de los agentes del mercado mayorista colombiano para atender las transacciones internacionales de electricidad de Corto Plazo, que no permita cumplir con el valor del pago anticipado estimado para la semana de operación; b) Incumplimiento por parte del Mercado Importador: i) Por el incumplimiento total en el depósito del pago anticipado requerido para atender las transacciones internacionales de electricidad de Corto Plazo. El ASIC informará al CND, antes de las 13:00 horas de cada viernes, para que proceda a la interrupción del suministro; ii) Por mora en el pago de las facturas por parte del administrador del mercado importador, hasta tanto se cumplan estas obligaciones. Para esos fines, se entenderá que el administrador del mercado importador incurre en mora a partir del día siguiente de la fecha de vencimiento de la factura. "Parágrafo 1o. Las exportaciones no se suspenderán por incumplimiento parcial en el depósito del pago anticipado. No obstante, la cantidad de electricidad transferida por los enlaces internacionales se hará en proporción al valor depositado por el administrador del mercado importador. "Parágrafo 2o. En caso de presentarse cualquiera de los anteriores eventos, el ASIC informará a la CREG de la ocurrencia del suceso y notificará por escrito al regulador y al Administrador del mercado del país involucrado, sobre las razones que dieron lugar a la suspensión o al menor suministro de electricidad, dentro de las veinticuatro (24) horas siguientes al momento en que tenga conocimiento de dichos eventos. "Parágrafo 3o. En caso de incumplimiento en el depósito de los pagos anticipados para garantizar las transacciones internacionales de electricidad de Corto Plazo, el agente moroso: i) Reintegrará, el valor del pago anticipado que dejó de depositar, sin perjuicio de aplicar la regulación vigente sobre limitación de suministro. En todo caso, los valores semanales deberán incluir todos los valores faltantes de los pagos anticipados no realizados; ii) Cancelará al ASIC, sin perjuicio de aplicar la regulación vigente sobre limitación de suministro, un valor equivalente en pesos, determinado de la siguiente manera:
Donde, VIncj:
Valor a pagar por el agente incumplido j
PSLiqh:
Precio horario de bolsa que se obtiene sin considerar la importación TIE.
PbIi_e,h: sin
Precio horario de bolsa que se obtiene considerando la importación TIE
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limitaciones por falta de garantías. VOBs+2,h.
Valor en pesos de las compras horarias de energía en Bolsa de cada agente estimado, utilizando la información de fronteras y contratos registrados por el mismo para la semana s+2 y el precio de bolsa liquidado para la semana s-1.
SVOBs+2,h
Sumatoria de los valores en pesos de las compras horarias de energía en Bolsa de todos los agentes estimados, utilizando la información de fronteras y contratos registrados por todos agentes para la semana s+2 y el precio de bolsa liquidado para la semana s-1.
MXTi,h,s+2:
Máxima transferencia horaria por el enlace i estimadas para la semana S+2, según las condiciones de operación establecidas por los operadores de los sistemas en relación con la máxima capacidad de los enlaces internacionales.
X:
Horas transcurridas hasta que el agente cumpla efectivamente con los pagos anticipados estimados por el ASIC, dentro de la semana de operación.
El valor a garantizar pagar por el agente incumplido corresponde a la sumatoria de los VIncj de todos los enlaces internacionales, y su cálculo se aplicará en casos de importación en mérito y para suplir generación de seguridad. Si no hay suspensión de importaciones TIE, el agente pagará el 2550% del Valor a pagar VIncj. En caso de suspensión de importaciones TIE, el agente pagará el 100% del valor a pagar VIncj. Este Estos valores se destinarán para obtener un menor valor de restricciones a trasladar a los usuarios y será incluido en la siguiente factura emitida por el ASIC. (Fuente: R CREG 004/03, Art. 32) (Fuente: R CREG 014/04, Art. 13)
ARTÍCULO 3.11.1.5.2. RESPONSABILIDAD DE LOS AGENTES POR NO DEPOSITAR EL PAGO ANTICIPADO PARA TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD DE CORTO PLAZO. El incumplimiento en el depósito del monto del pago anticipado asignado por el ASIC, para respaldar una transacción internacional de electricidad de Corto Plazo, dará lugar a la aplicación de la regulación vigente respecto del proceso de limitación de suministro a comercializadores, generadores y distribuidores morosos. PARÁGRAFO. Cuando se originen deudas en el mercado por el no pago de uno o varios agentes con desviaciones negativas de OEF o demanda no cubierta de las TIE, estas serán asumidas por los demás agentes con desviaciones negativas de OEF o demanda no cubierta. El cierre de las cuentas solo podrá realizarse en el vencimiento del mes siguiente al de operación y no se reconocerán intereses sobre este dinero. (Fuente: R CREG 004/03, Art. 33) (Fuente: R CREG 254/16, Art. 2) (Fuente: R CREG 210/15, Art. 3)
CAPÍTULO 6
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SOLUCIÓN DE CONFLICTOS ARTÍCULO 3.11.1.6.1. SOLUCIÓN DE CONFLICTOS. En los Acuerdos Comerciales y Operativos que suscriban el ASIC y el CND con los otros administradores y operadores de los mercados de los sistemas de los países miembros de la Comunidad Andina, o países con los que se tenga una integración de mercados eléctricos en las condiciones de la presente Resolución, se deberán incluir cláusulas compromisorias para la solución de conflictos en caso que existan diferencias entre las partes. (Fuente: R CREG 004/03, Art. 34)
CAPÍTULO 7 PLANEACIÓN DE LA EXPANSIÓN, CONSTRUCCIÓN Y REMUNERACIÓN DE ENLACES INTERNACIONALES ARTÍCULO 3.11.1.7.1. CARACTERÍSTICAS DE LOS ENLACES INTERNACIONALES. Los enlaces internacionales, con los países con los cuales existe integración regulatoria de mercados en los términos de la presente regulación, podrán ser clasificados como activos de uso o de conexión. Los enlaces internacionales se clasificarán como activos de uso cuando hagan parte del plan de expansión de transmisión del STN y les aplicará la regulación vigente. PARÁGRAFO 1o. Para lo anterior, se establece un plazo máximo de 15 días calendario a partir de la vigencia de la presente resolución, para que los representantes de los activos de conexión de los enlaces internacionales existentes, confirmen por escrito a la CREG, su aceptación para que los activos de conexión pasen a ser remunerados como activos de uso, aplicando la metodología de remuneración vigente para el STN; e informen quien será el representante de los mismos ante el LAC. Vencido este plazo si no se confirma su aceptación, estos activos seguirán siendo considerados activos de conexión, y serán remunerados con un cargo de conexión a ser establecido por la CREG, previa solicitud del representante de dichos activos. En los casos de activos de enlaces internacionales de Nivel de Tensión 4 que se remuneran mediante cargos por uso se les aplicará la metodología vigente para activos de uso del STN, utilizando la valoración y composición de las unidades constructivas definidas para el nivel de tensión 4. PARÁGRAFO 2o. Para los Enlaces Internacionales existentes o para nuevos Enlaces Internacionales, se podrá solicitar a la CREG la aplicación de este artículo, cuando se tenga una integración de mercados eléctricos en las condiciones de la presente Resolución. (Fuente: R CREG 004/03, Art. 35)
ARTÍCULO 3.11.1.7.2. LIBRE ACCESO A ENLACES INTERNACIONALES. El principio de libre acceso, aplicable a las red Nacional de Interconexión, es extensivo para los Enlaces Internacionales, en lo relacionado con los activos que se encuentren en territorio nacional. El libre acceso a Enlaces Internacionales por parte de terceros, debe garantizarse cuando
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técnica y económicamente sea factible. (Fuente: R CREG 004/03, Art. 36)
ARTÍCULO 3.11.1.7.3. PLANEACIÓN DE LA EXPANSIÓN. La Planeación de la expansión de los enlaces internacionales estará a cargo de la Unidad de Planeación Minero Energética, quien desarrollará esta labor conjuntamente con los organismos de planeación de los países miembros de la Comunidad Andina o países con los que se tenga una integración de mercados eléctricos en las condiciones de esta Resolución, teniendo en cuenta los siguientes principios generales: i) Los Países Miembros garantizarán un acceso libre, oportuno y transparente a la información que los organismos y los agentes del mercado requieran para la planificación de construcción de enlaces internacionales, incluyendo datos cerca de los recursos, oferta y demanda; ii) En los procesos de planificación de la expansión de los sistemas nacionales de transmisión y los enlaces internacionales, cada País Miembro tomará en cuenta la información de los demás Países, buscando coordinar la planificación con una visión de integración regional; iii) Los Países Miembros coordinarán los procesos dirigidos a la construcción de enlaces. En caso de que dichos enlaces sean considerados como activos de uso común, la coordinación será efectuada por los organismos encargados de la licitación para su realización. (Fuente: R CREG 004/03, Art. 37)
ARTÍCULO 3.11.1.7.4. COORDINACIÓN DE LA CONSTRUCCIÓN. cuando se determine una expansión en los enlaces internacionales como parte del plan de expansión, la UPME coordinará de manera conjunta con los organismos de planeación de los otros países de la comunidad andina o países con los que se tenga una integración regulatoria de mercados eléctricos en las condiciones de esta resolución, los procesos de adjudicación y construcción de la línea y sus equipos asociados, de manera que se construya y opere a mínimo costo. Cuando la expansión de un enlace internacional no haga parte del Plan de Expansión, la UPME estudiará la solicitud para autorizar su conexión, aplicando el procedimiento vigente para activos de conexión. (Fuente: R CREG 004/03, Art. 38)
ARTÍCULO 3.11.1.7.5. AGENTES AUTORIZADOS PARA LA CONSTRUCCIÓN. Las empresas que construyan y operen Enlaces Internacionales a niveles de tensión iguales o superiores a 220 kV, deberán tener como objeto exclusivo la actividad de Transmisión Nacional, en lo relacionado con el sector eléctrico. Así mismo, las empresas que construyan y operen Enlaces Internacionales a Niveles de Tensión 4, deberán tener dentro de su objeto social la actividad de Transmisión Nacional o Regional. (Fuente: R CREG 004/03, Art. 39)
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ARTÍCULO 3.11.1.7.6. REMUNERACIÓN. Los enlaces internacionales clasificados como activos de uso se remunerarán de conformidad con la reglamentación vigente de Cargos por Uso del STN. Para la remuneración de los enlaces internacionales clasificadas como activos de conexión, la CREG establecerá la metodología de remuneración y aprobará los cargos de conexión correspondientes a la utilización del tramo de la línea en territorio colombiano. (Fuente: R CREG 004/03, Art. 40) (Fuente: R CREG 014/04, Art. 14)
CAPÍTULO 8 DISPOSICIONES FINALES ARTÍCULO 3.11.1.8.1. CARGOS POR USO DEL STN. Para efectos de la aplicación del artículo 4o. de la Resolución CREG 103 de 2000 , la variable DTCm,t debe ser adicionada con el valor de la Demanda Internacional resultado de las TIE, sin incluir pérdidas, para el mes en que existan transacciones internacionales de electricidad de corto plazo –TIE-. (Fuente: R CREG 004/03, Art. 41)
ARTÍCULO 3.11.1.8.2. TOLERANCIA. Las aplicaciones usadas para el cálculo del Despacho ideal y el Despacho programado deben usar algoritmos de optimización con una tolerancia de 1E-4 para el valor de la función objetivo, es decir, cuando de una iteración a la siguiente, el valor de la función objetivo no tenga una mejoría superior a 1E-4, se habrá alcanzado convergencia. (Fuente: R CREG 004/03, Art. 46)
ARTÍCULO 3.11.1.8.3. DIVULGACIÓN. La CREG informará de la presente Resolución a la Comunidad Andina y a los organismos normativos y reguladores de los países de Venezuela, Ecuador, Perú y Bolivia. (Fuente: R CREG 004/03, Art. 47)
ARTÍCULO 3.11.1.8.4. IDENTIFICACIÓN DE GENERACIONES DE SEGURIDAD DEBIDAS A LAS EXPORTACIONES TIE. El CND identificará las generaciones de seguridad debidas a las exportaciones TIE, de acuerdo con lo consignado en el procedimiento desarrollado en el Anexo 6 de la presente Resolución. (Fuente: R CREG 014/04, Art. 18)
ARTÍCULO 3.11.1.8.5. PROGRAMACIÓN DE TRANSACCIONES DE ELECTRICIDAD CON PAÍSES CON LOS CUALES NO SE TENGA UNA INTEGRACIÓN DE MERCADOS REGULATORIAMENTE. Para aquellos países con los cuales no se tengan las condiciones de integración regulatoria mínimas, para garantizar la operación de un Mercado de Corto Plazo coordinado, el CND una vez finalizado el proceso de despacho económico coordinado a que hace referencia el artículo 3.11.1.2.5, procederá a la programación en el despacho programado de las solicitudes de suministro de los operadores del país importador, la cual deberá finalizar
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a más tardar a las 15:05 horas. (Fuente: R CREG 004/03, Art. 49) (Fuente: R CREG 155/08, Art. 1)
ARTÍCULO 3.11.1.8.6. PRUEBAS DE DISPONIBILIDAD. Una vez finalizado el proceso de programación de transacciones de electricidad con los países con los cuales no se tenga una integración de mercado regulatoriamente, el CND programará las pruebas de disponibilidad de que trata la Resolución CREG-17 de 2002 , o aquellas que la complementen, modifiquen o sustituyan, proceso que deberá finalizar a más tardar a las 15:05 horas. (Fuente: R CREG 004/03, Art. 50) (Fuente: R CREG 014/04, Art. 20)
ARTÍCULO 3.11.1.8.7. LIQUIDACIÓN DE TRANSACCIONES DE ELECTRICIDAD CON PAÍSES CON LOS CUALES NO SE TENGA UNA INTEGRACIÓN DE MERCADO REGULATORIAMENTE. Para aquellos países con los cuales no se tengan las condiciones de integración regulatoria mínimas, el ASIC aplicará el siguiente procedimiento: i) Una vez el ASIC finalice el proceso de despacho ideal conforme a lo previsto en la presente Resolución, procederá a programar la demanda no doméstica y a calcular el precio de bolsa para demanda no doméstica, el cual corresponde al Precio de oferta más 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, considerando la demanda no doméstica; ii) Con el precio de bolsa para demanda no doméstica el ASIC aplicará las disposiciones contenidas en la Resolución CREG 112 de 1998 , o aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan para liquidar exclusivamente aquellas transacciones con países con los que no se tenga un mercado integrado regulatoriamente, en los términos de la presente resolución; iii)Los costos horarios de reconciliación positiva de una generación de seguridad fuera de mérito, asociada con restricciones originadas en exportaciones de energía de los países con los cuales no se tiene una integración de mercados regulatoriamente, serán asignados a los Comercializadores que se encuentren exportando. Si hay más de un agente exportador que haga uso de la Interc onexión Internacional, se asignarán a prorrata de la demanda comercial internacional horaria programada por cada uno de ellos; iv) Los Costos Horarios de Reconciliación Positiva de una Generación de Seguridad, originada en Restricciones cuya eliminación o reducción esté asociada con una Importación de energía de los países con los cuales no se tiene una integración de mercados regulatoriamente, se asignarán al generador que está importando. Si hay más de un agente importador que haga uso de la Interconexión Internacional, se asignarán a prorrata de la importación programada por cada uno de ellos. (Fuente: R CREG 004/03, Art. 51) (Fuente: R CREG 014/04, Art. 21)
ARTÍCULO 3.11.1.8.8. AUDITORÍAS PARA TIE. Se deberán realizar auditorías al Administrador del SIC y al Centro Nacional de Despacho, CND, o quien haga sus veces para evaluar la aplicación de la regulación aplicable a las Transacciones Internacionales de Corto
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Plazo, TIE. Dichas auditorías serán realizadas por lo menos una vez al año, por una firma de auditoría reconocida, seleccionada por el ASIC y el CND en forma competitiva, la cual deberá tener como mínimo el siguiente alcance: - Aplicación correcta de la regulación vigente - Auditar los procesos de administración, liquidación y facturación de TIE para el caso del ASIC. - Auditar los procesos de Despacho Económico Coordinado, operación de los enlaces y determinación de parámetros técnicos para el caso del CND. - Auditar el manejo de los recursos de los agentes. - Auditar el cálculo de las garantías - Auditar el cumplimiento de los acuerdos comerciales y operativos - Auditar la veracidad o exactitud de la información o registros, comerciales y operativos. - Probar y verificar la precisión de los cambios en el software del SIC y el CND. - Auditar aquellos aspectos específicos del SIC y el CND solicitados por la CREG. PARÁGRAFO 1o. El costo de las auditorías de que trata el presente Artículo serán parte de los ingresos regulados por concepto de los servicios prestados por el CND y el ASIC. Cualquier auditoría adicional, que se requiera, deberá ser pagada por quien la solicite. PARÁGRAFO 2o. La firma de auditoría dispondrá de treinta (30) días calendario para validar el informe preliminar con el Administrador del SIC y el CND y de diez (10) días calendario, adicionales, para emitir el informe final. Los informes de auditoría deberán incluir el detalle de las pruebas realizadas y las recomendaciones del auditor. Copia de este informe deberá ser enviada a la CREG y publicada para conocimiento de los agentes, terceros interesados, operadores y administradores de los sistemas integrados regulatoriamente. PARÁGRAFO 3o. Todos los agentes que participen en el mercado mayorista, así como el Administrador del SIC y el Centro Nacional de Despacho deberán suministrar la información o permitir el acceso a ella, incluyendo, procesos, personal y sistemas de computación que sean necesarios para que el Auditor pueda cumplir con sus funciones. (Fuente: R CREG 014/04, Art. 23)
CAPÍTULO 9 CONTENIDO MÍNIMO DE LOS ACUERDOS OPERATIVOS (ANEXO 1) ARTÍCULO 3.11.1.9.1. CONTENIDO MÍNIMO DE LOS ACUERDOS OPERATIVOS (ANEXO 1). Los Acuerdos Operativos serán los instrumentos a través de los cuales los Operadores de los sistemas de electricidad de la Región Andina, o de aquellos países que tengan un Mercado Integrado de Electricidad con Colombia, en los términos descritos en esta Resolución,
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establecerán las obligaciones y responsabilidades en la operación técnica de sus sistemas en relación con los enlaces internacionales entre los países. A continuación se plantea el contenido mínimo de los Acuerdos Operativos, cuyos criterios deberán ser aprobados por los entes Reguladores en cada país. 1. Introducción. – Descripción de las partes suscriptoras del Acuerdo. – Base legal para la suscripción del Acuerdo. 2. Objetivo General del Acuerdo. 3. Definiciones. Se desarrollará un glosario de términos que serán comunes para las partes. 4. Criterios de las partes en la Planificación de la Operación, Mantenimiento y Administración del Sistema Eléctrico dentro de cada país. – Criterios de planificación operativa de cada país. – Determinación de la capacidad de cada sistema para importar y exportar electricidad. – Detalles de las prácticas operacionales de cada sistema que impactarán en los sistemas vecinos, incluyendo administración de la congestión, desconexión de carga por emergencia, desconexión de carga por baja frecuencia, etc. 5. Mantenimiento y Operación. – Responsables de la operación y mantenimiento de sus respectivas instalaciones, incluyendo el derecho de vía, reparaciones, reemplazos y otras modificaciones. – Solicitud de cambios en las instalaciones del otro país, bajo acuerdo entre las partes. – Procedimiento para la coordinación del programa de mantenimientos. – Coordinación de protecciones. 6. Reglas Operativas. – Diagrama de la interconexión donde se indique el punto de interconexión y la descripción incluyendo la propiedad y la identificación de equipos y maniobras mediante nomenclatura específica. – Determinación de la estructura jerárquica entre organismos operadores para la operación en tiempo real. – Determinación del límite de la capacidad de la interconexión, incluyendo el procedimiento para determinar la capacidad disponible, en tiempo real.
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– Indicar los procedimientos para la apertura de la interconexión y las condiciones que la justifiquen. – Indicar los requisitos de operación del sistema en condiciones: normal, alerta, emergencia y recuperación (condiciones que requieren salidas o desconexiones o reducción de la capacidad disponible de transmisión). – Indicar la coordinación para identificar las causas que llevaron a una desconexión. – Establecer los procedimientos para el restablecimiento del sistema de potencia. – Indicar la reserva operativa. – Indicar el control de las variaciones (corrección del error de control de área, control de frecuencia de la importación, acciones o esquemas correctivos y protección del sistema) – Indicar el control de voltaje y transferencia de reactivos en la interconexión. – Indicar el proceso de la planificación del mantenimiento y salidas de servicio. – Indicar el procedimiento para seccionamiento de carga en caso de emergencia. – Establecer los requerimientos de sistemas de comunicación para operación en tiempo real y normas para intercambio de información. 7. Previsiones para Cambios del Sistema. – Configuración del sistema tanto interno como para nuevas interconexiones. – Procedimientos o reglas de operación. – Protección y control. 8. Derecho de Acceso a los Enlaces Internacionales de Electricidad. 9. Sistemas de Medición. 10 Procedimiento para Resolución de Controversias. 11. Responsabilidades e Indemnizaciones. 12. Seguros. – Determinar los mínimos requerimientos de seguros (laborales, responsabilidad general). 13. Fuerza Mayor. – Establecer las definiciones, notificaciones y precauciones. 14. Causas para Terminación del Acuerdo.
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15. Confidencialidad. (Fuente: R CREG 004/03, ANEXO 1)
CAPÍTULO 10 PROPUESTA DE CONTENIDO MÍNIMO DE LOS ACUERDOS COMERCIALES (ANEXO 2) ARTÍCULO 3.11.1.10.1. PROPUESTA DE CONTENIDO MÍNIMO DE LOS ACUERDOS COMERCIALES (ANEXO 2). Los Acuerdos Comerciales serán los instrumentos a través de los cuales los Administradores de los Mercados de electricidad de la Comunidad Andina, o de aquellos países que tengan un Mercado Integrado de Electricidad con Colombia, en los términos descritos en esta Resolución, establecerán las obligaciones y responsabilidades en la operación comercial de sus sistemas en relación con los enlaces internacionales entre los países. A continuación se propone el contenido mínimo de los Acuerdos Comerciales, cuyos criterios deberán ser aprobados por los Entes Reguladores en cada país. 1. Introducción. – Descripción de las partes suscriptoras del Acuerdo. – Base legal para la suscripción del Acuerdo. 2. Objetivo General del Acuerdo. 3. Definiciones. Se desarrollará un glosario de términos que serán comunes para las partes. 4. Sistema de Medición Comercial – Responsabilidad por la lectura y reporte de la medida. – Puntos de medición. – Normas técnicas a ser aplicadas. – Derecho a inspeccionar y probar los medidores (contrastación y calibración) y auditar los datos de medición dentro de los límites especificados. – Reemplazo o calibración de medidores si las pruebas demuestran desvíos de las normas técnicas establecidas para la precisión de la medida. – Responsabilidad por los errores de medición. 5. Criterios de las partes en la Administración, Liquidación y Gestión Financiera de las Transacciones en el Mercado Eléctrico dentro de cada país. – Criterios de Administración de los Mercados de cada país.
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– Determinación de los precios y cantidades para la liquidación de las transacciones para importar y exportar electricidad. – Detalles de las prácticas comerciales y financieras de cada mercado que impactarán en los sistemas vecinos 6. Reglas Comerciales. – Procedimientos de registro. – Garantías de pago. – Procedimientos de liquidación y facturación. – Moneda de pago y tasa de cambio de liquidación a utilizar. – Discriminación de los cargos aplicables. – Requerimientos de sistemas de comunicación. – Normas para intercambio de información. – Procedimientos de cobro. – Remesa de divisas (Transferencias de dinero). – Plazos de pago. – Procedimiento de suspensión de las TIE por falta de pago. – Tasa de interés por mora aplicable a las TIE. – Reliquidación y refacturación. – Glosas y recursos de reposición a la facturación. – Procedimientos de auditoría. 7. Previsiones para cambios en reglas comerciales. Procedimientos para el cambio e implementación de nuevas reglas comerciales, de acuerdo con la regulación vigente. 8. Información y Registros. – Obligaciones para mantener registros de información exactos dentro de un número determinado de años. – Tiempos máximos para intercambiar información. – Responsabilidad de la información suministrada de buena fe.
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– Reporte de las lecturas del medidor registrador. – Responsabilidad del reporte. – Tiempos de reporte de las lecturas del medidor registrador. – Almacenamiento de la información. 9. Procedimiento para Resolución de Controversias. 10. Responsabilidades e Indemnizaciones. 11. Seguros. 12. Causas para Terminación del Acuerdo. 13. Confidencialidad. (Fuente: R CREG 004/03, ANEXO 2)
CAPÍTULO 11 DETERMINACIÓN DE COSTO MEDIO DE RESTRICCIONES (ANEXO 3) (descripción no original) ARTÍCULO 3.11.1.11.1. DETERMINACIÓN DE COSTO MEDIO DE RESTRICCIONES (ANEXO 3) Costo_Medio_Restricciones_e: Costo de la energía generada por restricciones del Sistema Interconectado Nacional, sin considerar las exportaciones a través de los enlaces internacionales, para cada período horario. El Centro Nacional de Despacho –CND, determinará dichos costos de conformidad con el siguiente procedimiento: 1. Calculará un Despacho Ideal para la Demanda Total Doméstica estimada, y a partir de este Despacho se calculará el Precio_Bolsa_e. 2. Calculará un Despacho Programado considerando la Demanda Total Doméstica. Para cada recurso j y para cada período k, se determina: Si (Qprogj – Qidealj) > 0 entonces Preferencia_j = Máx (PRR j, Precio_Bolsa_e) Si (Qprog j – Qideal j) < 0 entonces Preferencia_j = (Precio_Bolsa_e +(Pofj+(Parj/åtQprogj)))/2 donde: PRRj: Promedio ponderado horario del precio de reconciliación positiva, informado por el ASIC al CND. Para cada generador hidráulico se tomará el periodo correspondiente a la última semana de liquidación para cada recurso, en la que se hayan aplicado dichos valores. Para
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cada generador térmico se tomarán las variables CSC, CTC, COM y OCV de la última semana de liquidación. Para la variable CAP, aplicada a la máxima disponibilidad declarada para el despacho programado, cuyo valor se distribuirá entre la generación de seguridad resultante del despacho programado. El PRRj a aplicar deberá ser el menor valor entre el calculado con este procedimiento y el Precio de Oferta incrementado por los precios de arranque-parada variabilizados con la generación programada para el recurso j en el despacho diario. Preferencia_j: Precio de referencia para el recurso j en el período k Precio_Bolsa_e: Precio marginal del Despacho Ideal, calculado en el paso 1. El Costo_Medio_Restricciones_e para el período k corresponderá a:
Donde:
K: Período del Despacho Programado CostoRestricDomésticas_k: Costo de las Restricciones para el período k, para la demanda total doméstica, que incluye el valor mensual en pesos de remuneración de los activos que conforman la variante de línea entre la Subestación Guatapé y la Línea San Carlos-Ancón Sur del Sistema de Transmisión Nacional. Qprogj: Generación del recurso j en el período k del Despacho Programado. Qidealj: Generación del recurso j en el período k del Despacho Ideal. Preferenciaj: Precio de referencia del recurso j en el período k, calculado en el paso 2. DemandaTotalDoméstica_k: Demanda total doméstica pronosticada en el período k. Parj: Precios de arranque-parada del recurso j t: 1, …, 24” (Fuente: R CREG 004/03, ANEXO 3) (Fuente: R CREG 076/09, Art. 10)
CAPÍTULO 12 DETERMINACIÓN DE COSTO DE RESTRICCIONES DE ENLACES (ANEXO 4) (descripción no original) ARTÍCULO 3.11.1.12.1. DETERMINACIÓN DE COSTO DE RESTRICCIONES DE ENLACES
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(ANEXO 4) . Costo_Restricciones_del_Enlace_e,QX,i: Costo de la energía generada por restricciones del SIN, asociada con la exportación a través del Enlace Internacional i, para la oferta horaria de exportación QX, iniciando con un valor QX igual a la capacidad remanente del generador marginal, incrementando valores de QX hasta que cubra la capacidad máxima de exportación del enlace internacional i. El Costo de Restricciones del Enlace se calculará para los valores Qmedio y Qmax con base en lo descrito en el literal A de este Anexo y se utilizará una metodología de linealización para obtener el Costo de Restricciones del Enlace asociados con los otros incrementos QX. Para los QX entre el inicial y el que contiene el Qmedio se utilizará lo descrito en el literal B y para los QX restantes lo establecido en el literal C de este Anexo. El Costo de Restricciones del Enlace asociado con el último incremento QX debe ser igual al Costo de Restricciones del Enlace calculado para el incremento que contiene el Qmax. A. El Costo de Restricciones del Enlace se determinará para cada período horario y para la cantidad Qmax, igual a la capacidad máxima de exportación del enlace internacional i, y para una cantidad Qmedio, igual a la mitad de la capacidad máxima de exportación del enlace i en el periodo k, de conformidad con el siguiente procedimiento: 1. Se realiza un Despacho Programado considerando la Demanda Total Doméstica. 2. Para las cantidades Qmax y Qmedio, se calcula un Despacho Ideal. 3. Para las cantidades Qmax y Qmedio, se calcula un despacho programado. 4. Para cada recurso j, período k y para las cantidades Qmax y Qmedio, a exportar por cada enlace i, se determina:
Donde: QX: Corresponde a las cantidades Qmax y Qmedio. PRRj: Promedio ponderado horario del precio de reconciliación positiva, informado por el ASIC al CND. Para cada generador hidráulico se tomará el periodo correspondiente a la última semana de liquidación para cada recurso, en la que se hayan aplicado dichos valores. Para cada generador térmico se tomarán las variables CSC, CTC, COM y OCV de la última semana de liquidación. Para la variable PCAP, aplicada a la máxima disponibilidad declarada para el despacho programado, cuyo valor se distribuirá entre la generación de seguridad resultante del despacho programado. El PRRj a aplicar deberá ser el menor valor entre el calculado con
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este procedimiento y el Precio de Oferta incrementado por los precios de arranque-parada variabilizados con la generación programada para el recurso j en el despacho diario. Preferencia_j_i_QX: Precio de referencia para el recurso j para una cantidad de exportación QX por el enlace i. Precio_Bolsa_TIE_QX: Precio marginal del Despacho Ideal para una cantidad de exportación QX en el despacho económico coordinado. Qprog_j_i_QX: Generación del recurso j del Despacho Programado para una exportación QX por el enlace i en el período k. Qideal_j_i_QX: Generación del recurso j del Despacho Ideal para una exportación QX por el enlace i en el período k. Parj: Precios de arranque-parada del recurso j t: 1, …, 24 B. El Costo de Restricciones del Enlace i se determinará para cada período k y para las cantidades que se encuentran entre el QX del primer incremento hasta el QX que contiene la cantidad Qmedio, de conformidad con la siguiente fórmula:
Donde: CRAE_e_QXs_i_k: Costo de Restricciones del Enlace i, para el periodo k y para la cantidad QXs CRAE_e_Qmedio_i_k: Costo de Restricciones del Enlace i, para el periodo k y para la cantidad Qmedio R: Número del incremento QX (número entero desde 1 hasta el número del incremento QX que contiene la cantidad Qmedio). S: Número del incremento QX para el que se calcula el CRAE C. El Costo de Restricciones del Enlace se determinará para cada período horario y para las cantidades QX que se encuentran a partir del incremento QX posterior al que contiene el Qmedio y hasta la cantidad Qmax, de conformidad con la siguiente fórmula:
Donde:
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CRAE_e_QXs_i_k: Costo de Restricciones del Enlace i, para el periodo k y para la cantidad QXs CRAE_e_Qmedio_i_k: Costo de Restricciones del Enlace i, para el periodo k y para la cantidad Qmedio. CRAE_e_Qmax_i_k: Costo de Restricciones del Enlace i, para el periodo k y para la cantidad Qmax r: Número del incremento QX (número entero desde 1 hasta el número del incremento QX que contiene el Qmax) s: Número del incremento QX para el que se calcula el CRAE. (Fuente: R CREG 004/03, ANEXO 4) (Fuente: R CREG 186/09, Art. 1) (Fuente: R CREG 160/09, Art. 9)
CAPÍTULO 13 CÁLCULO CORRESPONDIENTE A LA RESPONSABILIDAD POR AGC (ANEXO 5) (descripción no original) ARTÍCULO 3.11.1.13.1. CÁLCULO CORRESPONDIENTE A LA RESPONSABILIDAD POR AGC (ANEXO 5) Cálculo correspondiente a la responsabilidad por AGC:
donde: j: Generador despachado en el Despacho Programado n: Número total de generadores despachados para prestar el servicio de regulación secundaria de frecuencia. m: Número total de generadores despachados en el Despacho Programado k: Período horario del Despacho Programado t: 1, …, 24 AGC: Costo unitario del servicio de AGC HO: Holgura asignada al generador j Qj: Generación programada para el recurso j en el Despacho Programado
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Pofj: Precio de Oferta del recurso j en la hora k Parj: Precio de arranque-parada de la planta j (Fuente: R CREG 004/03, ANEXO 5) (Fuente: R CREG 051/09, Art. 21)
CAPÍTULO 14 IDENTIFICACIÓN DE LAS GENERACIONES DE SEGURIDAD DEBIDAS A LA EXPORTACIÓN DE ENERGÍA POR LOS ENLACES INTERNACIONALES (ANEXO 6) ARTÍCULO 3.11.1.14.1. IDENTIFICACIÓN DE LAS GENERACIONES DE SEGURIDAD DEBIDAS A LA EXPORTACIÓN DE ENERGÍA POR LOS ENLACES INTERNACIONALES (ANEXO 6). A. Para la identificación de las generaciones de seguridad debidas a las exportaciones TIE por todos los enlaces internacionales, el CND seguirá el siguiente procedimiento: 1. Realizará un Predespacho Ideal considerando el pronóstico de la Demanda Total Doméstica, e incluyendo las disponibilidades y precios resultantes en el Redespacho. 2. Calculará un Despacho Programado considerando el pronóstico de la Demanda Total Doméstica, e incorporando las modificaciones realizadas en el Redespacho. 3. Determinará la diferencia entre los dos anteriores programas de despacho, para cada período horario k y recurso j así: Diferencia_Domésticaj,k = Qprogj,k - Qpreidealj,k Donde: Qprogj,k:
Programa de generación del recurso j, para el período k, en el despacho programado, calculado en el punto 2
Qpreidealj,k:
Programa de generación del recurso j, para el período k, en el Predespacho Ideal, calculado en el punto 1.
4. Calculará un Predespacho Ideal para la Demanda Total, programada en el redespacho, considerando las disponibilidades y precios resultantes del Redespacho. 5. Determinará, con base en el Redespacho programado, para la demanda Total, realizado en el día de operación, para cada recurso j y periodo horario k, la siguiente diferencia: Diferencia_DdaTotal j,k = Qredespachoj,k - Qpreideal_expj,k Donde: Qredespachoj,k:
Programa de generación del recurso j, para el período k, en
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el Redespacho programado en el día de operación. Qpreideal_expj,k:
Programa de generación del recurso j, para el período k, en el Predespacho Ideal teniendo en cuenta la Demanda Total Doméstica y la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado, calculado en el punto 4.
Las generaciones de seguridad asignables a las exportaciones TIE, para cada recurso j y para cada período k, corresponderán a los valores positivos, de la diferencia entre las generaciones de seguridad determinadas mediante los procedimientos establecidos en los numerales 3 y 5, así: [A] Gen_seguridad_exp_totalj,k = Diferencia_DdaTotal j,k - Diferencia_Doméstica j,k Donde: Gen_seguridad_exp_totalj,k:
Generación de seguridad del recurso j, asignable a la exportación TIE en el período k.
B. Para la identificación de las generaciones de seguridad debidas a la exportación TIE por cada enlace internacionales, el CND seguirá el siguiente procedimiento para cada enlace internacional: 6. Calculará un Predespacho Ideal para la Demanda Total Doméstica estimada, más la exportación TIE programada en el redespacho por el enlace i, considerando las disponibilidades y precios resultantes del Redespacho y una exportación de cero (0) MWh por los demás enlaces internacionales. 7. Calculará un Despacho Programado para la Demanda Total Doméstica estimada más la exportación programada en el redespacho por el enlace i, considerando las disponibilidades y precios resultantes del Redespacho y una exportación de cero (0) MWh por los demás enlaces internacionales. 8. Determinará la diferencia entre los dos anteriores programas de despacho, para cada enlace i, período horario k y recurso j, así: Diferencia_DdaTotal j,k,i = Qredespachoj,k,i - Qpreideal_expj,k,i Donde: Qredespachoj,k,i:
Programa de generación del recurso j, para el enlace i y período k, en el Despacho Programado calculado en el punto 7 en el día de operación.
Qpreideal_expj,k,i:
Programa de generación del recurso j, para el enlace i y período k, en el Predespacho Ideal teniendo en cuenta la Demanda Total Doméstica y la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado, calculado en el punto 6.
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Las generaciones de seguridad asignables a las exportaciones TIE por cada enlace internacional i, para cada recurso j y para cada período k, corresponderán a los valores positivos, de la diferencia entre las generaciones de seguridad determinadas mediante los procedimientos establecidos en los numerales 5 y 8, así: [B) Gen_seguridad_exp_totalj,k,i = Diferencia_DdaTotal j,k,i - Diferencia_Doméstica j,k, Donde: Gen_seguridad_exp_totalj,k,i: Generación de seguridad del recurso j, asignable a la exportación TIE en el período k, por el enlace i. C. Las generaciones de seguridad determinadas mediante el procedimiento establecido en el numeral 5 [A], que no sean asignables a un enlace particular conforme a lo dispuesto en el numeral 8 [B], se asignarán a los enlaces de acuerdo con la siguiente proporción:
Donde: Gen_seguridad_exp_totalj,k,i: Generación de seguridad del recurso j, asignable a la exportación TIE en el período k, por el enlace i. n:
total de enlaces internacionales
(Fuente: R CREG 004/03, ANEXO 6)
TÍTULO 2 POR LA CUAL SE ADOPTA LA REGULACIÓN APLICABLE A LAS TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD DE CORTO PLAZO -TIE- ENTRE COLOMBIA Y ECUADOR, DE CONFORMIDAD CON EL RÉGIMEN TRANSITORIO ADOPTADO POR LA DECISIÓN CAN 720 ARTÍCULO 3.11.2.1. REGULACIÓN APLICABLE A LAS TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD DURANTE LA VIGENCIA DEL RÉGIMEN TRANSITORIO. Las transacciones internacionales de electricidad que se realicen entre Colombia y Ecuador durante la vigencia del Régimen Transitorio Aplicable a las Transacciones Internacionales de Electricidad entre Colombia y Ecuador adoptado mediante la Decisión CAN 720 de 2009 se regirán por las disposiciones contenidas en el Título 3.11.1 y demás resoluciones que la modificaron, aclararon o adicionaron; por las demás resoluciones que sean aplicables y por las disposiciones que se adoptan en los artículos siguientes. (Fuente: R CREG 160/09, Art. 1)
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ARTÍCULO 3.11.2.2. LIQUIDACIÓN DE LAS TRANSACCIONES DE LOS GENERADORES CONSIDERADOS PARA LAS TIE. La liquidación de las transacciones de los generadores que son considerados para atender la Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado se llevará a cabo de la siguiente forma: 1. Con base en la programación SIC (despacho ideal), se determina el despacho ideal de cada generador (sumatoria de sus unidades) para atender demanda internacional de despacho económico coordinado. 2. La cantidad exportada en las transacciones internacionales de energía de corto plazo-TIEpara atender la demanda internacional de despacho económico coordinado, será liquidada al Precio de Bolsa TIE en la hora respectiva. PARÁGRAFO. La liquidación de la generación asociada a las exportaciones de electricidad para suplir generación de seguridad en el país importador se realizará conforme a lo establecido en el artículo 3.11.1.3.9 de esta resolución y en la Resolución CREG 149 de 2009 , y las que las modifiquen, aclaren o adicionen. (Fuente: R CREG 160/09, Art. 6)
ARTÍCULO 3.11.2.3. EXPORTACIONES EN CONDICIONES DE RACIONAMIENTO INTERNO. De conformidad con lo establecido en el artículo 13 del Régimen Transitorio Aplicable a las Transacciones Internacionales de Electricidad entre Colombia y Ecuador, adoptado mediante la Decisión CAN 720, no será obligatorio realizar exportaciones de electricidad cuando se presenten condiciones de racionamiento interno. En este caso las exportaciones se realizarán de conformidad con lo establecido en la normatividad vigente. (Fuente: R CREG 160/09, Art. 13)
PARTE 12 POR LA CUAL SE DEFINE LA REGULACIÓN APLICABLE A LOS INTERCAMBIOS INTERNACIONALES DE ENERGÍA Y CONFIABILIDAD ENTRE COLOMBIA Y PANAMÁ, LA CUAL HACE PARTE DEL REGLAMENTO DE OPERACIÓN
TÍTULO 1 OBJETIVO, REGLAS Y DEFINICIONES GENERALES ARTÍCULO 3.12.1.1. OBJETO. La presente resolución tiene por objeto establecer el marco regulatorio aplicable a los Intercambios Internacionales de Energía y Confiabilidad entre Colombia y Panamá, en cuanto a sus aspectos operativos y comerciales, como resultado de la armonización regulatoria realizada entre los dos países y define los aspectos necesarios para facilitar la coordinación de los Intercambios Internacionales de Energía entre Colombia y Panamá con el MER. Así mismo esta resolución define los criterios de aplicación y realización de las Subastas de Derechos Financieros de Acceso a la Capacidad de Interconexión, SDFACI, los cuales se encuentran en el Anexo 4.
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(Fuente: R CREG 055/11, Art. 1)
ARTÍCULO 3.12.1.2. REGLAS FUNDAMENTALES. Conforme a las directrices de política y los acuerdos regulatorios, las reglas fundamentales para el desarrollo de la armonización regulatoria y la realización de los Intercambios Internacionales de Energía y Confiabilidad entre Colombia y Panamá, son las siguientes: 1. Los desarrollos regulatorios se regirán por los siguientes principios: a) Eficiencia: Desarrollos regulatorios que conduzcan a procesos eficientes y transparentes de formación de precios; b) Transparencia: Desarrollos regulatorios explícitos y completamente públicos para todas las partes involucradas en ambos países; c) Neutralidad: Desarrollos regulatorios que impliquen igualdad de condiciones para todos los participantes, respetando la normatividad de cada país; d) Simplicidad: Desarrollos regulatorios de fácil comprensión, aplicación y control; e) Reciprocidad: Desarrollos regulatorios que propicien la correspondencia mutua entre los mercados. 2. Las transacciones entre los dos países se refieren a los Intercambios Internacionales de Energía y Confiabilidad, sujetos a la presente regulación. 3. Los agentes de un país que pueden participar en el mercado del otro país y que pueden intervenir en los Intercambios Internacionales de Energía y Confiabilidad entre Colombia y Panamá, adquiriendo DFACI o CCDFACI son: a) En Colombia: Generadores y Comercializadores que hagan parte del Mercado Mayorista de Energía; b) En Panamá: Generadores, Autogeneradores y Cogeneradores y los Generadores y Comercializadores, ubicados fuera de Panamá y que siendo Agentes del MER, se registren en Panamá para hacer transacciones a través del Enlace Internacional Colombia-Panamá. Las condiciones de participación básicas son: Los agentes colombianos que quieran participar en el mercado de Panamá, deberán constituirse como Agentes de Interconexión Internacional en ese país y estar debidamente registrados ante las autoridades correspondientes, de acuerdo a su regulación. Los agentes panameños o del MER habilitados en Panamá que quieran participar en el mercado de Colombia, deben constituirse como Empresa de Servicios Públicos (ESP), para realizar la actividad de comercialización o generación en el país, de acuerdo a la ley y la regulación vigente. 4. Para la asignación de los Derechos Financieros de Acceso a la Capacidad de la Interconexión (DFACI), se tendrá en cuenta lo siguiente:
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a) Se realizarán subastas para asignar los Derechos Financieros de Acceso a la Capacidad de la Interconexión (DFACI), en las dos direcciones del flujo de energía; b) El diseño y la realización de la Subasta de DFACI y los costos del proceso estarán a cargo de la EECP; c) La CREG en coordinación con la ASEP aprobarán el procedimiento de aplicación para las SDFACI y verificarán el cumplimiento de los principios enunciados en la realización de las mismas. 5. Para la asignación de los Contratos Condicionados de Compra de Derechos Financieros de Acceso a la Capacidad de Interconexión (CCDFACI), la EECP deberá seguir un proceso que cumpla con los mismos parámetros establecidos en la regulación para el de asignación de los DFACI. 6. Los Generadores y Comercializadores, en el caso de Colombia, y los Generadores, Cogeneradores, Autogeneradores y Agentes de Interconexión Internacional, en el caso de Panamá, podrán realizar transacciones de Potencia Firme y/o Energía de largo plazo mediante la celebración de contratos, según las opciones vigentes en cada mercado y en los mercados regionales; a) La Potencia Firme ofertada por el agente de un país en contratos o la Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad (ENFICC), en el Cargo por Confiabilidad, sólo podrá ofertarse bajo principios de transparencia, equidad y no discriminación, considerando la regulación vigente en cada país; b) Estos contratos y el mecanismo de Cargo por Confiabilidad tendrán en cada país el mismo tratamiento tanto para los agentes locales como para los agentes habilitados; c) Las transacciones en el mercado de Contratos se realizarán de acuerdo a la normativa vigente en cada país. 7. Los intercambios de energía referidos a las transacciones de corto plazo serán el resultado de la aplicación de un modelo de Despacho Coordinado Simultáneo entre Colombia, Panamá y Ecuador, para lo que se requiere ajustar los horarios actuales de Despacho de cada uno de los países. Esta aplicación se implementará en la medida en que cada país ajuste su horario y se dé el inicio de la operación comercial de la línea de Interconexión Colombia-Panamá. El país que no realice el ajuste del horario será despachado posteriormente en relación con los países que sí lo hayan hecho. 8. El Despacho Coordinado Simultáneo se optimizará diariamente tanto en Colombia como en Panamá considerando que en Panamá existe un predespacho y convocatoria de unidades semanal. Para esto último, el CND Panamá realizará la mejor previsión de proyección en la expectativa de disponibilidad y precio de la Interconexión Internacional en el planeamiento de largo plazo, de acuerdo a la regulación aplicable y con información coordinada oportunamente con el CND, con un procedimiento que deberá hacer parte del Acuerdo Operativo y Comercial. 9. La demanda de energía respaldada a través del Enlace Internacional Colombia-Panamá, entrará en igualdad de condiciones a la demanda del otro país en el mecanismo de
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confiabilidad. De esta manera la demanda de cada país en el otro, para efectos de situación de escasez y racionamiento, será tratada de manera proporcional a la demanda nacional considerando la existencia de contratos de largo plazo que involucren asignaciones de Cargo por Confiabilidad en Colombia o Potencia Firme en Panamá. 10. En resolución aparte se establecerá un procedimiento para calcular el equivalente entre la potencia firme y la energía firme entre los países. 11. La información diaria para la formación de los precios en los mercados eléctricos de ambos países estará disponible sin reservas ni restricciones de ningún tipo, de acuerdo a la programación de despacho de cada país. (Fuente: R CREG 055/11, Art. 3) (Fuente: R CREG 056/12, Art. 2)
TÍTULO 2 PLANEACIÓN, COORDINACIÓN, SUPERVISIÓN Y CONTROL OPERATIVO DEL ENLACE INTERNACIONAL COLOMBIA PANAMÁ ARTÍCULO 3.12.2.1. PLANEACIÓN, COORDINACIÓN, SUPERVISIÓN Y CONTROL OPERATIVO DE LOS INTERCAMBIOS INTERNACIONALES DE ENERGÍA. La planeación, coordinación, supervisión y control de la operación coordinada de los Intercambios Internacionales de Energía a través del Enlace Internacional Colombia Panamá, será responsabilidad del CND, que tendrá como objetivo una operación segura, confiable y económica, con sujeción a la reglamentación vigente, los acuerdos del Consejo Nacional de Operación, CNO, y los criterios establecidos en los Acuerdos Operativos bilaterales. PARÁGRAFO 1o. El CND presentará a la CREG el Acuerdo Operativo el cual deberá desarrollar como mínimo los puntos contenidos en el Título 3.12.9 de esta resolución. El acuerdo será aprobado por la CREG. PARÁGRAFO 2o. Antes del inicio de los Intercambios Internacionales de Energía de que trata esta resolución el CND deberá presentar para visto bueno de la CREG, un protocolo general de pruebas aplicable al Enlace Internacional Colombia Panamá. (Fuente: R CREG 055/11, Art. 4)
TÍTULO 3 DESPACHO COORDINADO SIMULTÁNEO ARTÍCULO 3.12.3.1. INTERCAMBIOS INTERNACIONALES DE ENERGÍA DE CORTO PLAZO. Los intercambios internacionales de energía de corto plazo serán el resultado del Despacho Coordinado Simultáneo entre Colombia y Panamá. Los intercambios internacionales de energía de corto plazo no requieren tener asignados derechos financieros de acceso a la capacidad de la interconexión, DFACI. PARÁGRAFO. Para efectos de representación de los derechos de acceso a la capacidad de la línea, no asignados en las SDFACI, la EECP deberá seleccionar de manera competitiva con criterio de eficiencia económica, un comercializador que represente tales derechos en los
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mercados. (Fuente: R CREG 055/11, Art. 5)
ARTÍCULO 3.12.3.2. DETERMINACIÓN DE LA CURVA HORARIA DE PRECIOS, CANTIDAD DE INTERCAMBIO Y LIQUIDACIÓN. A partir de la fecha de inicio de la operación comercial del Enlace Internacional Colombia Panamá la determinación de la curva horaria de precios, la cantidad de intercambio y la liquidación de las transacciones se realizará aplicando las siguientes reglas: Para efecto de los intercambios internacionales de energía de corto plazo, el CND, estimará horariamente una curva de oferta escalonada, la cual debe ser monótonamente creciente, y construida para determinar el rango de los intercambios para el Enlace Internacional Colombia Panamá, es decir cubrirá desde la máxima importación hasta la máxima exportación. La curva deberá incluir la totalidad de costos y cargos asociados con la entrega de energía en el nodo de frontera de exportación, como se definen en la presente resolución. El CND entregará al operador de Panamá una curva de importación y exportación, que reflejará los precios de bolsa más los Costos Adicionales asociados a la Exportación, CAE. El CND deberá calcular estos costos para el Enlace Internacional Colombia Panamá. Mediante un procedimiento de optimización de costos se estimará la cantidad, el precio y la dirección de flujo entre los países, conforme a lo establecido en el Anexo 3 de la presente resolución. La cantidad final de transacción será determinada al considerar la importación y exportación real en el despacho económico de cada país. El criterio de optimización del Despacho Coordinado Simultáneo es la minimización de costos diarios. Se determinará un precio de bolsa para la demanda de Colombia considerando como generador la oferta de precios de importación desde Panamá, o un precio de bolsa para exportación hacia Panamá considerando estas como demanda para el SIN. El proceso de optimización, se hará en servidores a los cuales tengan acceso tanto el CND Colombia como el CND Panamá. Las transacciones resultantes del Despacho Coordinado Simultáneo son asignadas en primer lugar a los titulares de los DFACI, siempre y cuando sean agentes del Mercado de Energía Mayorista. En caso de existir excedentes se le asignarán al representante de los derechos escogido por la EECP, en proporción a la asignación de los derechos. Los titulares de los DFACI y el representante de los derechos asumirán el riesgo comercial de estas transacciones. PARÁGRAFO 1o. La curva de Precio de Oferta en el Nodo Frontera para exportación deberá estar expresada en dólares de los Estados Unidos de Norteamérica, por MWh. Para tal fin el CND, empleará la Tasa Representativa de Mercado, TRM, del día inmediatamente anterior al cual se realiza el Despacho Programado, o la última TRM vigente, publicada por la autoridad competente. PARÁGRAFO 2o. El CND deberá evaluar durante los primeros tres (3) meses de operación la
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evolución de las transacciones y sugerirá a la CREG un margen de error tolerable para determinar a partir de qué porcentaje la diferencia de los precios marginales de Colombia y Panamá para los intercambios cambia el sentido del flujo de las transacciones. Este error tendrá un valor inicial de 5%. (Fuente: R CREG 055/11, Art. 6)
ARTÍCULO 3.12.3.3. DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS. A partir de la fecha de inicio de la operación comercial del Enlace Internacional Colombia Panamá en el proceso de formación de las curvas del Despacho Coordinado Simultáneo las pérdidas se considerarán de la siguiente manera: i) La curva de oferta escalonada en el rango de exportación estará referida al nodo de frontera de Colombia y considerará el efecto de las pérdidas en el precio y la cantidad; ii) La curva de oferta escalonada en el rango de importación estará referida al nodo frontera de Colombia y el efecto de las pérdidas en el precio y la cantidad estará considerada en la curva de exportación de Panamá. (Fuente: R CREG 055/11, Art. 7)
ARTÍCULO 3.12.3.4. DETERMINACIÓN DE PRECIOS. A partir de la fecha de inicio de la operación comercial del Enlace Internacional Colombia Panamá para el cálculo del despacho ideal el CND considerará las importaciones como uno o más generadores con precio de oferta igual a la función de importación desde Panamá. Si es una exportación esta se considerará como demanda. El precio de bolsa para esta exportación será el precio de bolsa de exportación a Panamá. (Fuente: R CREG 055/11, Art. 8)
ARTÍCULO 3.12.3.5. PROGRAMACIÓN DE LOS INTERCAMBIOS INTERNACIONALES DE ENERGÍA DE CORTO PLAZO. A partir de la fecha de inicio de la operación comercial del Enlace Internacional Colombia Panamá para la realización del Despacho Coordinado Simultáneo se deberán ejecutar los siguientes pasos: Paso 1. Diariamente, para el día de operación, el CND en coordinación con el CND Panamá, conforme se establece en el artículo 3.12.3.7R_CREG_0055_2011 - 11*NO EXISTE EL BOOKMARK de la presente Resolución, establecerán los valores de la Capacidad Máxima de Transferencia del Enlace Internacional Colombia Panamá, conforme a lo dispuesto en el artículo 3.12.3.9R_CREG_0055_2011 - 13*NO EXISTE EL BOOKMARK de la presente resolución. Paso 2. El CND diariamente deberá poner a disposición del operador de Panamá, en las condiciones de la presente resolución, y antes de las 11:00 horas, la curva horaria de precios de ofertas en el nodo frontera para exportación, con el fin de que estos sean considerados dentro del proceso de Despacho Coordinado Simultáneo, para determinar las transacciones, a través del Enlace Internacional entre dichos sistemas. Paso 3. Entre las 11:00 y las 12:00, el CND considerará la información suministrada por el operador de Panamá y mediante un procedimiento automático, determinará la activación o no
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de un intercambio de energía, aplicando las disposiciones del artículo 6o. Paso 4. El CND publicará el pre-despacho programado, entre las 12:00 y las 12:05 horas. Paso 5. Entre las 13:00 y las 13:30 horas, utilizando las declaraciones de precios y cantidades programados para importar por Colombia, y los nuevos precios y cantidades programados para importar desde Colombia reportados por el operador de Panamá al CND, se llevará a cabo un nuevo Despacho Programado. Paso 6. Entre las 15:00 y las 16:00 horas, el CND deberá informar al operador de Panamá y recibir de este, los programas de importación y exportación respectivamente, los cuales deberán ser confirmados, modificados o rechazados antes de finalizar este período, considerando esta nueva información, y aplicando la regla de comparación establecida en el Paso 3. PARÁGRAFO 1o. Los procedimientos y medios de intercambio de información, serán establecidos dentro del Acuerdo Operativo y Comercial. PARÁGRAFO 2o. En los casos en los cuales la información definida en el presente artículo no sea suministrada en los términos aquí establecidos, el CND, no programará exportaciones o importaciones de electricidad de corto plazo, dentro del proceso de despacho programado ni redespachos. PARÁGRAFO 3o. Para el caso de presentarse un empate entre los precios considerados en los despachos programados se aplicará lo dispuesto en el Acuerdo Operativo y/o Comercial. PARÁGRAFO 4o. El CND en coordinación con el CND Panamá, pondrán a disposición de los agentes de Panamá el pre-despacho inicial, para que con esta información los agentes puedan informar al CND Panamá sus ofertas al MER. En caso de que los horarios de despachos no coincidan con los despachos de programación en el MER, el CND podrá realizar los redespachos necesarios para atender los intercambios que resulten de dicha programación, sujetos a las condiciones de seguridad, calidad y confiabilidad de los sistemas. PARÁGRAFO 5o. El CND deberá tener disponible la información necesaria para que se realice el Despacho Coordinado y sólo cuando la información no sea suministrada por el operador de Panamá, el CND no programará exportaciones o importaciones de electricidad de corto plazo asociados al Enlace Internacional. Será responsabilidad del CND informar oportunamente a la Comisión de Regulación de Energía y Gas sobre este tipo de situaciones, para que se tomen las acciones correspondientes tendientes a minimizar las mismas. (Fuente: R CREG 055/11, Art. 9)
ARTÍCULO 3.12.3.6. REDESPACHO DE LOS INTERCAMBIOS INTERNACIONALES DE ENERGÍA DE CORTO PLAZO. A partir de la fecha de inicio de la operación comercial del Enlace Internacional Colombia Panamá sólo se podrán realizar redespachos cada ocho (8) horas a partir de que se cierre el Despacho Coordinado Simultáneo entre Colombia y Panamá. PARÁGRAFO. Los operadores de ambos países presentarán una propuesta para el procedimiento que incluya los horarios y actividades para la programación de los redespachos,
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teniendo en cuenta las limitaciones de cada sistema (parque generación y transmisión). Este procedimiento formará parte integral del Acuerdo Operativo. (Fuente: R CREG 055/11, Art. 10)
ARTÍCULO 3.12.3.7. MÁXIMA TRANSFERENCIA POR LA INTERCONEXIÓN. El CND en coordinación con el CND Panamá debe establecer los valores de la capacidad máxima de transferencia del enlace internacional Colombia Panamá, considerando las restricciones técnicas y operativas de los sistemas eléctricos de cada país. (Fuente: R CREG 055/11, Art. 11)
ARTÍCULO 3.12.3.8. SUMINISTRO DE INFORMACIÓN OPERATIVA ASOCIADA CON LOS INTERCAMBIOS INTERNACIONALES DE ENERGÍA. El CND acordará con el CND Panamá en el acuerdo operativo, conforme a las condiciones de la presente resolución, los programas computacionales, los mecanismos y los términos para el intercambio de información operativa que se requieran para efectos de los intercambios de corto plazo. (Fuente: R CREG 055/11, Art. 12)
ARTÍCULO 3.12.3.9. CRITERIOS DE CALIDAD Y SEGURIDAD PARA LA OPERACIÓN DEL ENLACE INTERNACIONAL COLOMBIA PANAMÁ ASOCIADOS CON LOS INTERCAMBIOS INTERNACIONALES DE ENERGÍA DE CORTO PLAZO. Los niveles mínimos de calidad y seguridad del SIN definidos en la regulación vigente no se deben alcanzar por efectos de los intercambios internacionales de energía de corto plazo. El acuerdo operativo, contendrá los criterios de calidad y seguridad, así como las medidas de protección y medidas suplementarias que utilizarán para la operación del enlace internacional. El acuerdo operativo deberá especificar los programas computacionales y los mecanismos para el intercambio de información necesaria entre el CND y el CND Panamá que se utilizarán en la realización de los análisis eléctricos del enlace internacional. (Fuente: R CREG 055/11, Art. 13)
ARTÍCULO 3.12.3.10. APERTURA DEL ENLACE INTERNACIONAL COLOMBIA PANAMÁ. A partir de la fecha de inicio de la operación comercial del Enlace Internacional Colombia Panamá, en caso de que no se programen intercambios internacionales de energía de corto plazo, el CND deberá tomar las medidas correspondientes para la operación del enlace internacional sin carga. (Fuente: R CREG 055/11, Art. 14)
TÍTULO 4 ASPECTOS COMERCIALES APLICABLES A LOS INTERCAMBIOS INTERNACIONALES DE ENERGÍA Y CONFIABILIDAD ARTÍCULO 3.12.4.1. RESPONSABILIDADES DEL ASIC. Serán responsabilidades del Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC, la administración de los
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intercambios internacionales de energía y confiabilidad con sujeción a la reglamentación vigente. El Administrador del mercado no asumirá ningún riesgo comercial asociado con las transacciones de la interconexión. PARÁGRAFO 1o. El ASIC, presentará un acuerdo comercial a la CREG con los procedimientos a aplicar con el administrador del sistema de Panamá en las condiciones de la presente resolución, que será aplicado previo visto bueno de la CREG, y el cual deberá desarrollar como mínimo los puntos contenidos en el Título 3.12.10 de esta resolución. (Fuente: R CREG 055/11, Art. 15)
ARTÍCULO 3.12.4.2. FRONTERA COMERCIAL ASOCIADA CON EL ENLACE INTERNACIONAL COLOMBIA PANAMÁ. Para efectos de los intercambios internacionales la EECP será el responsable de la instalación y mantenimiento de los equipos para la medición asociados a la frontera comercial, para lo cual deberá cumplir lo establecido en el Código de Medida y la regulación vigente. La frontera comercial asociada al enlace estará representada por varios agentes titulares de DFACI o el representante escogido por EECP. (Fuente: R CREG 055/11, Art. 16)
ARTÍCULO 3.12.4.3. LIQUIDACIÓN DE LOS INTERCAMBIOS INTERNACIONALES DE ENERGÍA Y CONFIABILIDAD. A partir de la fecha de inicio de la operación comercial del Enlace Internacional Colombia Panamá la liquidación de las transacciones asociadas a los intercambios internacionales de energía y confiabilidad se realizarán de conformidad con la reglamentación vigente para las transacciones del mercado mayorista. Para este efecto, el ASIC tendrá en cuenta en las liquidaciones nacionales los efectos de los intercambios internacionales de energía y confiabilidad, considerando adicionalmente los siguientes elementos que posteriormente deberán desarrollarse: a) No habrá doble remuneración por la misma Energía Firme o Potencia Firme de Largo Plazo. Por lo tanto, los generadores en Colombia que vendan potencia firme de largo plazo a Panamá serán remunerados en Panamá y viceversa, los generadores en Panamá que vendan Energía Firme a Colombia serán remunerados en Colombia; b) Los precios que paga el mercado importador corresponderán al respectivo precio de bolsa menos el costo del Cargo por Confiabilidad; c) El costo de la energía generada por restricciones del SIN se liquidará a prorrata de la demanda total doméstica y el máximo entre las demandas de importación programadas y las demandas comerciales de los mercados de los países con los que se tengan intercambios; d) El costo de las restricciones a cargo del mercado de Panamá será asumido por los comercializadores con DFACI en el sentido Colombia a Panamá, a prorrata de su participación. PARÁGRAFO 1o. La capacidad efectiva neta del agente que se haya constituido y registrado como generador en Colombia cuya planta de generación se encuentre en Panamá, será el
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menor valor entre su Potencia Firme de Largo Plazo y la capacidad asociada a los DFACI que le hayan sido asignados. PARÁGRAFO 2o. Para efectos de la liquidación de los cargos asociados a la importación, derivados del Despacho Coordinado Simultáneo, que se distribuyen con base en la capacidad efectiva neta registrada ante el ASIC, se considerará que el Enlace Internacional Colombia Panamá tendrá una capacidad efectiva equivalente al promedio de la importación del respectivo mes, que se hubiera realizado utilizando el despacho económico. PARÁGRAFO 3o. Las transacciones de energía de los agentes que representan la frontera comercial del enlace internacional Colombia Panamá se liquidarán en proporción a los DFACI asignados, y los remanentes, si existen, se asignarán al agente que representa los derechos remanentes no asignados mediante subasta que haya escogido la EECP. (Fuente: R CREG 055/11, Art. 17)
TÍTULO 5 CONTRATOS Y CONFIABILIDAD ARTÍCULO 3.12.5.1. PARTICIPACIÓN. Los generadores ubicados en Panamá que cumplan con lo señalado en el numeral 3 del artículo 3o de esta resolución, podrán participar en los contratos bilaterales de largo plazo y en las asignaciones del cargo por confiabilidad en Colombia, sujetos a la normatividad colombiana, siempre y cuando cuenten con los derechos financieros de acceso a la capacidad del enlace o con CCDFACI y con potencia firme no comprometida en Panamá certificada por el CND de Panamá, considerando su equivalente en energía firme. PARÁGRAFO. Los mecanismos de verificación de la potencia firme o de la Obligación de Energía Firme (OEF), comprometida en contratos en Panamá o en el cargo por confiabilidad en Colombia por parte de los generadores se harán de acuerdo a la normativa de cada país. (Fuente: R CREG 055/11, Art. 18) (Fuente: R CREG 056/12, Art. 3)
ARTÍCULO 3.12.5.2. ESQUEMA DE CARGO POR CONFIABILIDAD. Para efectos del cargo por confiabilidad en el esquema de intercambios de energía y confiabilidad entre Colombia y Panamá, se debe considerar que: 1. La demanda internacional es la demanda del Enlace Internacional Colombia-Panamá que se haya previsto en la demanda objetivo para asignación de OEF. Esta será ajustada para asegurar que las OEF respalden las obligaciones de potencia firme en Panamá. 2. Una vez asignadas las obligaciones de energía firme en Colombia, y en concordancia con los DFACI, los agentes habilitados en Panamá podrán participar en los actos de concurrencia de potencia firme en Panamá de acuerdo a su regulación. 3. Para efectos de la participación de los agentes habilitados en los actos de concurrencia, el CND informará al CND Panamá, las asignaciones de Obligaciones de Energía Firme de cada agente en Colombia.
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4. Una vez asignada la potencia firme en Panamá, y de acuerdo con las asignaciones de la misma a los agentes de interconexión internacional, el CND Panamá informará al CND dichas asignaciones para que las considere en la liquidación del cargo de acuerdo a las definiciones de la presente resolución, sus modificaciones, complementaciones o adiciones. 5. Una vez asignada la potencia firme en Panamá, de acuerdo a su regulación, se considerarán asignadas las obligaciones de energía firme equivalentes a las mismas, a los agentes comprometidos, por el periodo contratado en Panamá, de tal manera que para asignaciones futuras de OEF en Colombia, se considere dicha asignación como ya comprometida en cantidad en ese país por el mismo período. 6. Una vez un agente de interconexión tiene asignada una potencia firme en Panamá, la energía firme equivalente en el cargo por confiabilidad será excluida de la liquidación de remuneración del mismo en Colombia, ya que dicha remuneración será recibida en el mercado de Panamá de acuerdo a los precios asignados en el acto de concurrencia en este país. Lo anterior para evitar doble remuneración. 7. El generador que tenga asignadas OEF deberá mantener la titularidad de los DFACI equivalentes que respalden dichas obligaciones, de acuerdo con las asignaciones de Potencia Firme de Largo Plazo en Panamá. 8. Un agente habilitado, previo acuerdo con un generador en Colombia, podrá vender total o parcialmente la OEF de dicho generador como potencia firme en Panamá, con sujeción a las disposiciones de dicho país. Para el efecto deberá registrarse como comercializador del mercado colombiano, así como someterse y garantizar el cumplimiento de lo dispuesto en la regulación vigente. PARÁGRAFO. La CREG en regulación aparte modificará los procedimientos correspondientes para cumplir con las decisiones adoptadas en este artículo. (Fuente: R CREG 055/11, Art. 19) (Fuente: R CREG 056/12, Art. 4)
ARTÍCULO 3.12.5.3. POTENCIA FIRME EN PANAMÁ Y ENERGÍA FIRME EQUIVALENTE EN COLOMBIA. Para la determinación de la energía firme equivalente para el cargo por confiabilidad, se tendrá en cuenta la potencia firme disponible de los agentes generadores en Panamá, certificada por el CND de Panamá, y se le aplicará la metodología de energía firme para lo cual el CND de Panamá suministrará la información requerida y debidamente auditada. (Fuente: R CREG 055/11, Art. 20)
ARTÍCULO 3.12.5.4. CONDICIONES DE TRANSACCIÓN. Para la realización de contratos de largo plazo y para la participación en el esquema de confiabilidad se requiere: 1. Contar con los DFACI o CCDFACI, actuando en cada mercado, según el sentido de flujo asignado, adjudicados mediante un mecanismo de subastas explícitas por parte de EECP. 2. La certificación de obligaciones de energía firme, y/o el equivalente de potencia firme disponible.
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(Fuente: R CREG 055/11, Art. 21) (Fuente: R CREG 056/12, Art. 5)
ARTÍCULO 3.12.5.5. CONDICIONES DE ESCASEZ Y RACIONAMIENTO. Para todos los efectos, la demanda comprometida en contratos de potencia firme en Panamá por agentes colombianos, se incluye en la demanda total estimada para efectos de confiabilidad de corto y largo plazo en estas condiciones. (Fuente: R CREG 055/11, Art. 22)
TÍTULO 6 MODIFICACIONES Y SOLUCIÓN DE CONFLICTOS ARTÍCULO 3.12.6.1. SOLUCIÓN DE CONFLICTOS. En la propuesta de acuerdos comerciales y operativos a la CREG el CND y el ASIC incluirán el mecanismo para solución de conflictos. (Fuente: R CREG 055/11, Art. 23)
ARTÍCULO 3.12.6.2. MODIFICACIONES. Los ajustes, modificaciones y complementaciones de esta resolución, se llevarán a cabo como parte del proceso de armonización por el comité conformado por los reguladores de Panamá y Colombia, con fundamentado en los principios establecidos en el artículo 3.12.1.2 de esta resolución. (Fuente: R CREG 055/11, Art. 24)
TÍTULO 7 OTRAS DISPOSICIONES ARTÍCULO 3.12.7.1. INFORMACIÓN. La CREG intercambiará periódicamente con la ASEP información sobre la propiedad y la participación accionaria de las empresas reguladas en sus respectivos mercados y de acuerdo a las actividades de la cadena de prestación de servicio que realizan. (Fuente: R CREG 055/11, Art. 25)
ARTÍCULO 3.12.7.2. LIBRE ACCESO AL ENLACE INTERNACIONAL COLOMBIA PANAMÁ. El principio de libre acceso, aplicable a la red nacional de interconexión, es extensivo al Enlace Internacional Colombia Panamá, en lo relacionado con los activos que se encuentren en territorio nacional. PARÁGRAFO. El libre acceso al Enlace Internacional Colombia Panamá por parte de terceros, debe garantizarse cuando técnica y económicamente sea factible con la aplicación de la regulación aplicable a la SDFACI. Sin perjuicio de lo anterior no habrá lugar a la aplicación de lo establecido en el parágrafo del artículo 4o de la Resolución 057 de 1998 .
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(Fuente: R CREG 055/11, Art. 26)
TÍTULO 8 DISPOSICIONES FINALES ARTÍCULO 3.12.8.1. LIMITACIÓN DE SUMINISTRO Y RETIRO DE AGENTES DEL MERCADO MAYORISTA DE ENERGÍA. Para efectos de garantizar los respaldos de un sistema en el otro, la CREG ajustará, en regulación posterior, el procedimiento de limitación de suministro y de retiro del mercado, para que opere en condiciones oportunas para los agentes que ostenten los DFACI, con el fin de que se limiten las transferencias por el enlace internacional Colombia Panamá sólo al agente que esté en causal de incumplimiento y no se restrinjan los intercambios a los demás agentes. PARÁGRAFO 1o. La Capacidad Máxima de Transferencia en la interconexión Colombia Panamá se reducirá transitoriamente en la magnitud de la capacidad de los derechos asignados a un agente que se encuentre en limitación de suministro o que haya sido retirado del mercado, hasta tanto este no salga de dicho procedimiento o los derechos sean transferidos a otro agente o sean asumidos nuevamente por EECP y este los reasigne mediante una nueva SDACI o mediante el mecanismo previsto en el artículo 5o de la presente resolución. PARÁGRAFO 2o. El ASIC informará al operador y administrador de Panamá y a la EECP sobre la limitación de suministro o retiro del mercado de los agentes que ostenten los DFACI, para que sea reportado y conocido dicho incumplimiento por el sistema del otro país. (Fuente: R CREG 055/11, Art. 29)
TÍTULO 9 CARACTERÍSTICAS Y CONTENIDO MÍNIMO DE LOS ACUERDOS OPERATIVOS (ANEXO 1) ARTÍCULO 3.12.9.1. CARACTERÍSTICAS Y CONTENIDO MÍNIMO DE LOS ACUERDOS OPERATIVOS (SECCIÓN 3.12.9). A continuación se plantean los elementos a tener en cuenta y el contenido mínimo de los Acuerdos Operativos, los cuales serán adoptados por la CREG en resolución posterior. 1. Acciones necesarias para la operación del Enlace Internacional Colombia Panamá. 2. Responsabilidades de la operación conforme a la regulación aplicable. 3. Manejo y consideración de las pérdidas conforme a lo establecido en la presente resolución. 4. Protocolo de verificación de la Capacidad Máxima de Transferencia de la línea que fue utilizada para realizar la SDFACI. 5. Los procedimientos de las revisiones de la capacidad máxima de transferencia de la línea, bajo diferentes condiciones de operación.
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6. Procedimientos de verificación de energía firme para un generador en Panamá que tiene OEF en Colombia y verificación de la potencia firme de un generador Colombiano que la ha cedido a un Agente de Interconexión con contrato de Potencia Firme en Panamá. 7. Protocolo general de pruebas aplicable el enlace internacional Colombia Panamá. (Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 1)
TÍTULO 10 CARACTERÍSTICAS Y CONTENIDO MÍNIMO DE LOS ACUERDOS COMERCIALES (ANEXO 2) ARTÍCULO 3.12.10.1. CARACTERÍSTICAS Y CONTENIDO MÍNIMO DE LOS ACUERDOS COMERCIALES (SECCIÓN 3.12.10). A continuación se plantean los elementos a tener en cuenta y el contenido mínimo de los Acuerdos Comerciales, los cuales serán adoptados por la CREG en resolución posterior. 1. Procedimientos para realizar las liquidaciones en cada país de acuerdo a la regulación y procedimientos vigentes. 2. De acuerdo a lo anterior, los Intercambios Internacionales de Energía deberán estar respaldados por los correspondientes contratos de mandato, que en caso de requerirse en el país correspondiente, habiliten a los operadores a actuar en nombre de los agentes que ostenten los derechos. 3. Los mecanismos de solución de controversias a incluir en los acuerdos, hacen referencia a las presentadas entre los operadores. En estos mecanismos de solución de controversia, se debe incluir previamente la elaboración de un plan de mitigación o contingencia a desarrollar conjuntamente por los operadores. 4. Definición de las responsabilidades y tareas de entrega de información, no solo entre operadores, sino de estos con los respectivos mercados, a los reguladores, a las entidades de control, y demás autoridades sectoriales o gubernamentales. 5. Elaboración de un informe anual conjunto de la operación técnica y comercial de la interconexión. La fecha de entrega deberá ser establecida explícitamente. 6. Esquemas de control de cumplimiento, como auditorias u otros mecanismos de control periódico entre las partes. 7. Procedimientos e intercambio de información ante eventos, emergencias, racionamientos o situaciones especiales de acuerdo a la regulación. 8. Procedimientos transitorios debido a vacíos o interpretaciones regulatorias, solicitudes a los reguladores y manejo de situaciones imprevistas. 9. Procedimientos para la verificación de los compromisos adquiridos en las asignaciones de Cargo por Confiabilidad y en los Contratos de Potencia Firme de acuerdo a esta resolución.
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(Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 2)
TÍTULO 11 ESTIMACIÓN DE LA CANTIDAD, EL PRECIO Y LA DIRECCIÓN DE FLUJO ENTRE LOS PAÍSES (ANEXO 3) (descripción no original) ARTÍCULO 3.12.11.1. FUNCIÓN OBJETIVO. Representa la función de costos que se desea minimizar y está compuesta por los siguientes términos: costo operativo variable de Colombia (COC), costo operativo variable de Panamá (COP), costos adicionales de exportación de Colombia (CAEC0), costos de importación de Colombia (CIC) y los costos de importación de Panamá (CIP).
(Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 3 Num. 1)
ARTÍCULO 3.12.11.2. COSTO OPERATIVO VARIABLE DE COLOMBIA.
Donde: Índice de los bloques de la Curva de Oferta de Colombia. Índice del periodo (horas). Número de bloques de la Curva de Oferta de Colombia Nivel de generación del bloque b de Colombia, en el periodo t (MWh). Costo operativo variable de Colombia correspondiente al nivel de generación del bloque b y periodo t ($/MWh), equivalente a los precio de bolsa. Dicho costo no incluirá el Costo Equivalente de Energía del Cargo por Confiabilidad. (Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 3 Num. 2)
ARTÍCULO 3.12.11.3. COSTO OPERATIVO VARIABLE DE PANAMÁ.
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Donde: Índice de los bloques de la Curva de Oferta de Panamá. Índice del periodo (horas). Número de bloques de la Curva de Oferta de Panamá. Nivel de generación del bloque b de Panamá, en el periodo t (MWh). Costo operativo variable de Panamá correspondiente al nivel de generación del bloque b y periodo t ($/MWh). Según este definido en su regulación. (Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 3 Num. 3)
ARTÍCULO 3.12.11.4. COSTOS ADICIONALES DE EXPORTACIÓN DE COLOMBIA.
Donde: Índice del enlace. Índice del periodo (horas). Cargo asociado a la exportación de Colombia por el enlace e, en el periodo t ($/MWh). Energía de exportación de Colombia, por el enlace e, en el periodo t (MWh). (Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 3 Num. 4)
ARTÍCULO 3.12.11.5. COSTOS DE IMPORTACIÓN DE COLOMBIA.
Donde: Índice de los bloques de la Curva de Oferta de importación de Colombia. Índice del periodo (horas). Número de bloques de la Curva de Oferta de importación de Colombia.
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Nivel de Importación del bloque b de Colombia, en el periodo t (MWh). Costo operativo variable de Colombia correspondiente al nivel de importación del bloque b y periodo t ($/MWh). Equivale al precio de bolsa. (Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 3 Num. 5)
ARTÍCULO 3.12.11.6. COSTOS DE IMPORTACIÓN DE PANAMÁ.
Donde: Índice de los bloques de la Curva de Oferta de importación de Panamá. Índice del periodo (horas). Número de bloques de la Curva de Oferta de importación de Panamá. Nivel de Importación del bloque b de Panamá, en el periodo t (MWh). Costo operativo variable de Panamá correspondiente al nivel de importación del bloque b y periodo t ($/MWh) Según este definido en su regulación. (Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 3 Num. 6)
ARTÍCULO 3.12.11.7. BALANCE DE INTERCAMBIO PARA COLOMBIA.
Donde: Índice de los bloques de la Curva de Oferta de Colombia. Índice del periodo (horas). Número de bloques de la Curva de Oferta de Colombia. Nivel de generación del bloque b de la Curva de Oferta de Colombia, en el periodo t (MWh). Energía de exportación de Colombia, por cada enlace, en el periodo t (MWh). Energía de importación de Colombia, por cada enlace, en el periodo t (MWh) Disponibilidad máxima de importación de Colombia, en el periodo t (MWh)
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Nivel de importación del bloque b de la Curva de Oferta de Colombia, en el periodo t (MWh). (Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 3 Num. 7)
ARTÍCULO 3.12.11.8. BALANCE DE INTERCAMBIO PARA PANAMÁ.
Donde: Índice de los bloques de la Curva de Oferta de Panamá. Índice del periodo (horas). Número de bloques de la Curva de Oferta de Panamá. Nivel de generación del bloque b de la Curva de Oferta de Panamá, en el periodo t (MWh). Energía de exportación de Colombia, por enlace con Panamá, en el periodo t (MWh) Energía de importación de Colombia, por enlace con Panamá, en el periodo t (MWh) Disponibilidad máxima de importación de Panamá, en el periodo t (MWh) Nivel de importación del bloque b de la Curva de Oferta de Panamá, en el periodo t (MWh). (Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 3 Num. 8)
ARTÍCULO 3.12.11.9. LÍMITES DE GENERACIÓN POR BLOQUE PARA COLOMBIA.
Donde: Índice de los bloques de la Curva de Oferta de Colombia. Índice del periodo (horas). Número de bloques de la Curva de Oferta de Colombia. Nivel de generación del bloque b de la Curva de Oferta de Colombia, en el periodo t (MWh). Disponibilidad del boque b de la Curva de Oferta de Colombia, en el periodo t (MWh) (Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 3 Num. 9)
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ARTÍCULO 3.12.11.10. LÍMITES DE GENERACIÓN POR BLOQUE PARA PANAMÁ.
Donde: Índice de los bloques de la Curva de Oferta de Panamá. Índice del periodo (horas). Número de bloques de la Curva de Oferta de Panamá. Nivel de generación del bloque b de la Curva de Oferta de Panamá, en el periodo t (MWh). Disponibilidad del boque b de la Curva de Oferta de Panamá, en el periodo t (MWh) (Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 3 Num. 10)
ARTÍCULO 3.12.11.11. LÍMITES DE IMPORTACIÓN POR BLOQUE PARA COLOMBIA.
Donde: Índice de los bloques de la Curva de Oferta de Colombia. Índice del periodo (horas). Número de bloques de la Curva de Oferta de Colombia. Nivel de importación del bloque b de la Curva de Oferta de Colombia, en el periodo t (MWh). Disponibilidad del boque b de la Curva de Oferta de Colombia, en el periodo t (MWh) (Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 3 Num. 11)
ARTÍCULO 3.12.11.12. LÍMITES DE IMPORTACIÓN POR BLOQUE PARA PANAMÁ.
Donde: Índice de los bloques de la Curva de Oferta de Panamá. Índice del periodo (horas).
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Número de bloques de la Curva de Oferta de Panamá. Nivel de importación del bloque b de la Curva de Oferta de Panamá, en el periodo t (MWh). Disponibilidad del boque b de la Curva de Oferta de Panamá, en el periodo t (MWh) (Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 3 Num. 12)
ARTÍCULO 3.12.11.13. LÍMITES DE INTERCAMBIO.
Limites de enlaces
Donde: Máxima importación declarada por Colombia para el enlace e en el periodo t. Máxima exportación declarada por Colombia para el enlace e en el periodo t. Máxima importación declarada por Panamá para el enlace e en el periodo t. Máxima exportación declarada por Panamá para el enlace e en el periodo t. Máxima capacidad del enlace e. (Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 3 Num. 13)
TÍTULO 12 SUBASTAS DE DERECHOS FINANCIEROS DE ACCESO A LA CAPACIDAD DE INTERCONEXIÓN (ANEXO 4)
CAPÍTULO 1 NORMAS GENERALES ARTÍCULO 3.12.12.1.1. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Este Anexo determina los criterios regulatorios y los procedimientos que debe cumplir la empresa desarrolladora de la
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Interconexión Panamá Colombia, dentro del esquema de Intercambios de Energía y confiabilidad entre Panamá y Colombia. (Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 4 - CAPÍTULO I Num. 1)
ARTÍCULO 3.12.12.1.2. CRITERIOS REGULATORIOS PARA EL DISEÑO Y LA REALIZACIÓN DE LA SDFACI. Los criterios que deben aplicarse para el diseño y realización de la SDFACI son: a) Maximizar la asignación de los DFACI; b) Promover la transparencia en la asignación de los DFACI para asegurar el libre acceso a la interconexión; c) Asegurar la neutralidad de la empresa propietaria de la interconexión en relación con las transacciones comerciales que se realicen a través del Enlace Internacional Colombia Panamá; d) Preservar los límites de integración vertical y horizontal en cada mercado considerando las asignaciones de acceso a la capacidad para evitar el abuso de la posición dominante de algunos agentes en el mercado; e) El proceso, diseño, procedimiento y aplicación de la SDFACI debe realizarse en condiciones no discriminatorias para los interesados; f) La empresa propietaria de la Interconexión Internacional debe mantenerse como un agente pasivo en los mercados de los países extremos del Enlace Internacional Colombia Panamá; g) Las condiciones de diseño de la subasta deben ser tales que se realicen procesos de subastas suficientes y frecuentes, y se minimicen los remanentes de DFACI no asignados; h) En el diseño de la SDFACI, se debe entender que los criterios regulatorios están sujetos a la aplicación e interpretación interna de los países; i) La EECP deberá prever los mecanismos contractuales para que ante el incumplimiento de un agente con DFACI que sea sometido a programa de limitación de suministro se garanticen las transacciones a través de la línea. (Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 4 - CAPÍTULO I Num. 2)
ARTÍCULO 3.12.12.1.3. PROCESO DE REALIZACIÓN DE LA SDFACI. Para la realización del proceso para desarrollar la SDFACI se tendrán en cuenta los siguientes pasos: a) La EECP deberá diseñar la SDFACI de acuerdo a los criterios establecidos en esta regulación, condicionados a los principios del Acuerdo de Reguladores; b) La EECP deberá presentar el diseño de la SDFACI a la CREG y a la ASEP; c) La CREG, en coordinación con la ASEP, verificará el contenido del documento diseñado
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para la SDFACI, y determinará si este cumple los principios establecidos, y emitirá un concepto de no objeción antes de la realización de la misma; d) La EECP deberá realizar la SDFACI con sujeción al reglamento que recibió concepto de no objeción por parte de los reguladores de los dos países. e) Una vez realizada la SDFACI y de acuerdo con los resultados de la SDFACI, se verificarán los mismos a través de una auditoría externa contratada por la EECP para tal fin; f) La asignación final de los DFACI, por parte de la EECP, estará sujeta al cumplimiento de los Criterios y Procedimientos del Reglamento de SDFACI verificado por el Auditor. (Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 4 - CAPÍTULO I Num. 3) (Fuente: R CREG 041/12, Art. 1)
CAPÍTULO 2 CARACTERÍSTICAS DE LAS SDFACI ARTÍCULO 3.12.12.2.1. CARACTERÍSTICAS DE LAS SDFACI. Las SDFACI deben cumplir como mínimo las siguientes características: a) Se realizarán subastas para asignar los DFACI en las dos direcciones del flujo de energía; b) El plazo máximo de asignación de los DFACI debe ser de 25 años; c) El diseño de la SDFACI debe ser público y debe ser divulgado antes de su aplicación; d) La oferta de la Capacidad Máxima de transferencia del Enlace Internacional Colombia Panamá es conocida y establecida, antes de las SDFACI, como la capacidad máxima de transferencia en cada sentido de flujo en la línea de interconexión; e) La demanda por la capacidad en la subasta es libre, dentro de los participantes habilitados; f) La asignación de los DFACI no confieren a su comprador derechos físicos de propiedad sobre la línea de interconexión; g) Las transferencias a través de los enlaces internacional Colombia Panamá se realizan de acuerdo con las reglas establecidas para los Intercambios Internacionales de Energía y confiabilidad. (Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 4 - CAPÍTULO II Num. 4)
ARTÍCULO 3.12.12.2.2. LÍMITES DE INTEGRACIÓN. Las asignaciones en los DFACI, serán contabilizadas para la determinación de las condiciones y de los parámetros que usa cada país para evaluar los límites de integración, valorados desde el punto de vista de la demanda y de la oferta.
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(Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 4 - CAPÍTULO II Num. 5)
ARTÍCULO 3.12.12.2.3. CARACTERÍSTICAS DEL PRODUCTO A SUBASTAR EN LA SDFACI. Las características del producto a subastar en las SDFACI deben considerar como mínimo lo siguiente: a) El beneficiario de los DFACI, que es quien ostente dichos derechos, de acuerdo a las definiciones del producto que diseñe y establezca EECP; b) La EECP debe definir las condiciones en las cuales se compromete a tener la disponibilidad del Enlace Internacional Colombia Panamá, para ejercer los DFACI; c) Debe identificarse la disponibilidad de capacidad del Enlace Internacional Colombia Panamá asociada al producto a subastar; d) Ante disponibilidades parciales de Enlace Internacional Colombia Panamá, debe considerarse que la prioridad de la asignación de la disponibilidad es para quien ostente los DFACI obtenidos a través de la subasta, y no para los derechos remanentes de capacidad no asignados; e) La capacidad máxima de transferencia a subastar deberá corresponder como máximo a la capacidad máxima de transferencia del Enlace Internacional Colombia Panamá; f) Se deben determinar las condiciones de transferencia de los DFACI en una eventual reventa del producto; g) Los DFACI a subastar deben definirse desagregando la capacidad máxima transferencia del Enlace Internacional Colombia Panamá en fracciones, que permita maximizar la participación de los agentes en ambos países y cumplir las reglas de integración vertical y horizontal de cada país; h) Los derechos y deberes de las partes, derivados de la asignación de DFACI, deberán quedar claramente establecidos. (Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 4 - CAPÍTULO II Num. 6)
ARTÍCULO 3.12.12.2.4. CONTENIDO MÍNIMO DE LAS SDFACI. El contenido mínimo del reglamento de las SDFACI a desarrollar por la empresa desarrolladora de la Interconexión Internacional son un cronograma y el reglamento de la subasta que debe incluir el tratamiento del: a) Producto; b) Periodo de preparación; c) Periodo del derecho; d) Curva de oferta;
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e) Tipo de subasta; f) Disponibilidad; g) Fallas de la subasta; h) Divulgación y publicidad; i) Participantes. (Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 4 - CAPÍTULO II Num. 7)
ARTÍCULO 3.12.12.2.5. PERIODO DE PREPARACIÓN. Se debe establecer en el diseño el periodo de preparación de la SDFACI, que es el tiempo entre el momento de ejecución de la subasta y el momento de inicio del periodo de vigencia de los DFACI. PARÁGRAFO. Este periodo debe ser suficiente para permitir desarrollar las transacciones de largo plazo respaldadas y asociadas a los intercambios de energía y confiabilidad a través del Enlace Internacional Colombia Panamá. (Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 4 - CAPÍTULO II Num. 8)
ARTÍCULO 3.12.12.2.6. PERIODO DEL DERECHO. Para establecer el periodo del DFACI se debe considerar que: a) Pueden definirse productos asociados a los DFACI con diferentes periodos de derechos en cada SDFACI; b) Se debe permitir esquemas de asignación flexibles de los DFACI, considerando la asignación de DFACI parciales, tiempos del DFACI variables, entre otros. (Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 4 - CAPÍTULO II Num. 9)
ARTÍCULO 3.12.12.2.7. CURVA DE OFERTA. Para el diseño de la SDFACI debe considerarse para la curva de oferta que: a) El diseño de la SDFACI debe establecer como oferta en cada subasta, la capacidad máxima de transferencia disponible remanente no asignada del Enlace Internacional Colombia Panamá en cada sentido; b) La verificación de la capacidad subastada se realizará por parte del auditor de la subasta para asegurar las premisas de libre acceso, y para que sirva de referencia para la aplicación de las condiciones del producto; c) Deberán tenerse establecidas en el diseño de la SDFACI las reglas o condiciones de respaldo a aplicar ante diferencias entre la curva de oferta subastada y la capacidad máxima de transferencia definida en cada sentido, sujeta a la verificación de la capacidad máxima de transferencia, realizada de manera coordinada por los operadores de los sistemas;
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d) Deberán tenerse establecidas en el diseño de la SDFACI las reglas o condiciones de respaldo a aplicar ante diferencias entre la curva de oferta subastada y la disponibilidad real del Enlace Internacional Colombia Panamá. (Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 4 - CAPÍTULO II Num. 10)
ARTÍCULO 3.12.12.2.8. DISPONIBILIDAD. Para valorar la disponibilidad asociada a los DFACI se debe tener en cuenta en el diseño de la SDFACI lo siguiente: a) Se deben incluir las consecuencias económicas de incumplimiento de la disponibilidad de la capacidad asignada en la SDFACI; b) La confirmación de la capacidad y las transacciones dependen de la disponibilidad real de la Interconexión Internacional, y deben incluirse las compensaciones por indisponibilidades del Enlace de Interconexión Internacional. (Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 4 - CAPÍTULO II Num. 11)
ARTÍCULO 3.12.12.2.9. FALLAS DE LA SDFACI. Se deben definir en el diseño de la SDFACI las condiciones y los criterios para determinar si una subasta falló. (Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 4 - CAPÍTULO II Num. 12)
ARTÍCULO 3.12.12.2.10. PUBLICIDAD Y DIVULGACIÓN. La EECP debe realizar la divulgación que permita asegurar la suficiente concurrencia a las SDFACI. La EECP deberá diseñar un mecanismo de información de libre acceso para dar a conocer los resultados de la asignación de los DFACI en cada subasta. La empresa EECP debe informar de las asignaciones de los DFACI al CND y al ASIC. (Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 4 - CAPÍTULO II Num. 13)
ARTÍCULO 3.12.12.2.11. PARTICIPANTES. Los agentes habilitados a participar en las SDFACI son los generadores, y los comercializadores. PARÁGRAFO 1o. Solamente se debe permitir la participación en la SDFACI de generadores con ENFICC verificada por el CND y de comercializadores existentes o agentes que al momento de ejercer los DFACI se hayan constituido como tales. PARÁGRAFO 2o. Los agentes no autorizados en Panamá, así como aquellos que tengan vinculación económica con estos, no pueden participar en las SDFACI. (Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 4 - CAPÍTULO II Num. 14)
CAPÍTULO 3 CONDICIONES DEL PROCESO DE LAS SDFACI
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SECCIÓN 1 CONDICIONES DEL PROCESO DE LAS SDFACI ARTÍCULO 3.12.12.3.1.1. CONDICIONES DEL PROCESO DE LAS SDFACI. Se deberá aplicar un proceso competitivo para la realización y aplicación de la SDFACI, en tres (3) etapas que deben incluir, un periodo de precalificación y declaración de interés, una segunda etapa de preparación y una tercera etapa de vigencia de los DFACI. (Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 4 - CAPÍTULO III Num. 15)
ARTÍCULO 3.12.12.3.1.2. PRECALIFICACIÓN. En esta etapa se debe desarrollar la precalificación de los participantes en la SDFACI, definiendo los requisitos mínimos de participación y se debe establecer un cronograma, para cumplir por parte de los participantes. (Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 4 - CAPÍTULO III Num. 15.1)
ARTÍCULO 3.12.12.3.1.3. PREPARACIÓN. Este periodo es entre el momento de la realización de la SDFACI y el momento de inicio del periodo de vigencia de los DFACI. Se debe definir en el diseño, qué procedimientos y exigencias se van a verificar o cumplir en esta etapa. Este proceso incluye la verificación, aceptación y certificación del resultado de la SDFACI, si aplica, así como la validación regulatoria posterior al informe del auditor. Se concluye con la concreción contractual a cada agente de los DFACI. Esta etapa debe tener una extensión definida y termina de acuerdo al cronograma de fechas de inicio de vigencia de los DFACI. (Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 4 - CAPÍTULO III Num. 15.2)
ARTÍCULO 3.12.12.3.1.4. PERIODO DE VIGENCIA DEL DFACI. Esta etapa está definida como parte del Producto a subastar, y es el periodo en el cual son exigibles los DFACI. Este periodo puede ser variable y dependerá de las asignaciones y aceptaciones de los participantes en la SDFACI. (Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 4 - CAPÍTULO III Num. 15.3)
CAPÍTULO 4 OTRAS DISPOSICIONES ARTÍCULO 3.12.12.4.1. AUDITORÍA. En el diseño de la subasta, se debe definir la contratación de una auditoría para verificar que en el desarrollo de la misma se han cumplido los criterios y procedimientos del Reglamento de la SDFACI, No Objetado por los Reguladores. El costo de la auditoría estará a cargo de la EECP. El auditor debe contar con la experiencia necesaria y tener una trayectoria amplia y reconocida para la labor contratada.
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Como resultado de la auditoría se debe entregar un informe a la CREG que incluya al menos: a) El cumplimiento o no de lo establecido en los criterios y procedimientos del Reglamento de la SDFACI, y b) El procedimiento y el resultado de la subasta. (Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 4 - CAPÍTULO IV Num. 16) (Fuente: R CREG 041/12, Art. 2)
ARTÍCULO 3.12.12.4.2. DEBERES DE LA EECP. La EECP deberá cumplir con lo establecido en estas normas, las Reglas Comerciales, el Reglamento de Operación, el Reglamento de Transmisión, así como toda la normativa vigente que le aplique. (Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 4 - CAPÍTULO IV Num. 17)
ARTÍCULO 3.12.12.4.3. PÉRDIDAS. La EECP deberá declarar, en ambos sentidos, el nivel máximo de pérdidas asociado al Enlace Internacional Colombia Panamá. El nivel declarado se tendrá en cuenta para determinar la capacidad real en los respectivos nodos de entrega de Panamá y Colombia. (Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 4 - CAPÍTULO IV Num. 18)
ARTÍCULO 3.12.12.4.4. COORDINACIÓN DE LA OPERACIÓN DEL ENLACE INTERNACIONAL. El CND en lo que respecta a la operación del Enlace Internacional Colombia Panamá deberá actuar de manera coordinada con el Operador del Sistema de Panamá. (Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 4 - CAPÍTULO IV Num. 19)
TÍTULO 13 INTERCAMBIOS DURANTE EVENTOS DE RACIONAMIENTO EN COLOMBIA Y/O EN PANAMÁ (ANEXO 5) ARTÍCULO 3.12.13.1. 5. INTERCAMBIOS DURANTE EVENTOS DE RACIONAMIENTO EN COLOMBIA Y/O EN PANAMÁ. Durante los eventos de racionamiento, declarados por la respectiva autoridad en Colombia y/o en Panamá, para la definición de los intercambios físicos de la energía de corto plazo y la liquidación de los mismos se procederán conforme las siguientes disposiciones: 1. Cuando haya simultáneamente eventos de racionamiento tanto en Colombia como en Panamá no se utilizará un criterio de minimización de costos para el Despacho Coordinado Simultáneo. Los intercambios internacionales de energía de corto plazo durante esta situación se determinarán conforme el siguiente procedimiento a llevar a cabo por los operadores: 1.1 Se fijará el sentido del flujo de energía y la cantidad del mismo conforme las siguientes expresiones:
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Si FFh Col – Pan > 0: Si FFh Col – Pan < 0: Si FFh Col – Pan = 0:
El flujo en la hora h será en el sentido de Panamá hacia Colombia, con una magnitud igual al valor de FFh Col – Pan. El Flujo en la hora h será en el sentido de Colombia hacia Panamá, con una magnitud igual al valor absoluto de FFh Col – Pan. No hay flujo en la hora h a través del Enlace de Interconexión Colombia Panamá.
Donde: FFh Col - Pan:
h,i:
La variable PFph,i: :
Flujo de energía en la hora h a través del Enlace de Interconexión Colombia- Panamá, el cual siempre será menor o igual a la Capacidad Máxima de Transferencia del Enlace Internacional Colombia – Panamá. Relación entre la disponibilidad real de la planta o unidad de generación i en la hora h y la Potencia Firme de Largo Plazo (PFLP), de la planta o unidad de generación i. < 1. Potencia Firme de Largo Plazo de la planta o unidad de generación i asociada a compromisos firmes en Colombia. Porcentaje de racionamiento de la Demanda en Colombia.
OEFch,i:
Obligaciones de Energía Firme de la Planta o unidad de generación i en Colombia para la hora h con compromisos de Potencia Firme en Panamá para la hora h.
h:
Hora entre las 0 y 24 horas del día de operación.
i:
Planta o unidad de generación.
n:
Número de plantas o unidades de generación en Panamá con compromisos firmes en Colombia.
m:
Número de plantas o unidades de generación en Colombia con compromisos firmes en Panamá.
1.2 Liquidación 1.2.1 Los Operadores del Sistema y Administradores del Mercado, intercambiarán la información necesaria para realizar la liquidación ante eventos de racionamiento simultáneo en ambos países. Dicha información deberá contener, al menos, las cantidades de energía realmente entregada por los generadores con compromisos de Potencia Firme de Largo Plazo (PFLP), y de Obligaciones de Energía Firme (OEF), a los sistemas de cada país en donde
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están ubicados y que correspondería entregar, en virtud de sus compromisos, al sistema del otro país a través de la Línea de Interconexión Eléctrica Colombia-Panamá. 1.2.2 Los compromisos de Potencia Firme de Largo Plazo y de Obligaciones de Energía Firme, serán liquidados de acuerdo a la normativa vigente de cada país. 2. Cuando la condición de racionamiento sea declarada sólo en uno de los dos países, el país con la condición de racionamiento declarado, sólo presentará la curva de importación. 2.1 Curva de importación Cada país establecerá la curva de importación considerando sus respectivos costos de racionamiento conforme a la metodología aplicable para el despacho en estas condiciones. 2.2 Liquidación Los compromisos de Potencia Firme de Largo Plazo y de Obligaciones de Energía Firme, serán liquidados de acuerdo a la normativa vigente en el país que se encuentra en la condición de racionamiento. 3. Los operadores de los sistemas y administradores del mercado de ambos países deberán desarrollar en detalle, en los Acuerdos Operativos y Comerciales, el contenido de la presente normativa. 4. Las liquidaciones de los intercambios, conforme a los resultados del flujo físico real, no deben afectar los resultados económicos de los derechos y compromisos de las Obligaciones de Energía Firme y/o de Potencia Firme de Largo Plazo adquiridos por los agentes en cada país respecto a la capacidad física de atenderlos, debiendo los mismos ser responsables por los incumplimientos que le correspondan, así como el derecho a percibir los ingresos pactados en los contratos y/o aquellos adicionales que podrían percibir. (Fuente: R CREG 055/11, ANEXO 5) (Fuente: R CREG 056/12, Art. 6)
TÍTULO 14 POR LA CUAL SE ESTABLECE LA EQUIVALENCIA ENTRE LA ENERGÍA FIRME PARA PARTICIPAR EN EL CARGO POR CONFIABILIDAD EN COLOMBIA Y LA POTENCIA FIRME QUE SE COMERCIALIZA EN EL MERCADO MAYORISTA DE ELECTRICIDAD DE PANAMÁ
CAPÍTULO 1 DISPOSICIONES GENERALES (descripción no original) ARTÍCULO 3.12.14.1.1. PROCEDIMIENTO PARA LA EQUIVALENCIA ENTRE LA ENERGÍA FIRME EN COLOMBIA Y LA POTENCIA FIRME DE LARGO PLAZO EN PANAMÁ. Adóptese el procedimiento para establecer la equivalencia entre la Energía Firme para participar en el Cargo por Confiabilidad en Colombia y la Potencia Firme que se comercializa en el Mercado Mayorista de Electricidad de Panamá, contenido en el Anexo de la presente resolución.
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(Fuente: R CREG 002/12, Art. 1)
CAPÍTULO 2 PROCEDIMIENTO PARA ESTABLECER LA EQUIVALENCIA ENTRE LA ENERGÍA FIRME PARA PARTICIPAR EN EL CARGO POR CONFIABILIDAD EN COLOMBIA Y LA POTENCIA FIRME QUE SE COMERCIALIZA EN EL MERCADO MAYORISTA DE ELECTRICIDAD DE PANAMÁ (ANEXO)
SECCIÓN 1 PRINCIPIOS PARA ESTABLECER LA EQUIVALENCIA ENTRE LA ENERGÍA FIRME PARA PARTICIPAR EN EL CARGO POR CONFIABILIDAD EN COLOMBIA Y LA POTENCIA FIRME QUE SE COMERCIALIZA EN EL MERCADO MAYORISTA DE ELECTRICIDAD DE PANAMÁ ARTÍCULO 3.12.14.2.1.1. PRINCIPIOS PARA ESTABLECER LA EQUIVALENCIA ENTRE LA ENERGÍA FIRME PARA PARTICIPAR EN EL CARGO POR CONFIABILIDAD EN COLOMBIA Y LA POTENCIA FIRME QUE SE COMERCIALIZA EN EL MERCADO MAYORISTA DE ELECTRICIDAD DE PANAMÁ. i) Cada país mantendrá la forma en la que realiza el cálculo y asignación de la Energía Firme o Potencia Firme de Largo Plazo, según corresponda. ii) Los operadores de cada país suministrarán la información correspondiente para el cálculo de las equivalencias entre Energía Firme y Potencia Firme de Largo Plazo, así como la información necesaria para la asignación y seguimiento, de acuerdo a lo indicado en las presentes normas. iii) Los operadores de cada país calcularán el equivalente de Energía Firme a Potencia Firme de Largo Plazo o viceversa, proveniente del otro país según corresponda, asemejándolo a su regulación. Las plantas o unidades de Colombia que participen en las asignaciones de Potencia Firme de Largo Plazo en Panamá o un agente habilitado y registrado como comercializador en Colombia al cual una planta en Colombia ha cedido la totalidad o parte de sus OEF o las plantas o unidades de Panamá que participen en las asignaciones de Energía Firme en Colombia verificarán y aceptarán el respectivo cálculo de los operadores. Se deberá incluir en los Acuerdos Operativos y Comerciales, un mecanismo de verificación entre los Operadores y los Agentes, para validar los resultados presentados. iv) Se aceptan los mecanismos de verificación de la Energía Firme a Potencia Firme de Largo Plazo y viceversa de cada país, los cuales se complementarán con la firmeza de los Derechos Financieros de Acceso a la Capacidad de la Interconexión, Dfaci, que tenga cada agente, mismos que serán afectados por la disponibilidad y pérdidas del Enlace Internacional Colombia Panamá. v) Los operadores de cada país certificarán la Obligación de Energía Firme o Potencia Firme de Largo Plazo, según corresponda, disponible por agente para la venta en el otro país. En Panamá, en caso de aparecer plantas o unidades térmicas con carbón o gas natural, que quieran participar en las asignaciones de Energía Firme de Colombia, deberán, primero,
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armonizarse los mecanismos de verificación de los contratos del combustible de tal manera que las exigencias en Panamá sean similares a las que existan en Colombia. vi) Los pagos de Energía Firme o Potencia Firme de Largo Plazo que se comprometa en el otro país será remunerada en el país en donde sea el compromiso, conforme a las normas vigentes para tal fin. vii) Los operadores de cada país verificarán que no haya doble remuneración por la misma disponibilidad o generación de Energía Firme o Potencia Firme de Largo Plazo respectivamente. Estos criterios deberán formar parte de los Acuerdos Operativos y Comerciales. viii) En caso de exigencia de la Obligación de Energía Firme (OEF) o la Potencia Firme de Largo Plazo (PFLP), la energía asociada a dichas obligaciones será entregada de acuerdo a los mecanismos de exigencia de cada país. ix) Intercambios de Energía Firme y Potencia Firme de Largo Plazo (PFLP) en caso de racionamiento: La demanda de cada país en el otro, para efectos de situación de escasez y racionamiento, será tratada de manera igual a la demanda nacional, del respectivo país, considerando el respaldo derivado de la existencia de contratos de largo plazo que involucren potencia firme en Panamá o asignaciones de OEF por Cargo por Confiabilidad en Colombia. (Fuente: R CREG 002/12, ANEXO Num. 1)
SECCIÓN 2 DESCRIPCIÓN DE LOS PRODUCTOS ARTÍCULO 3.12.14.2.2.1. POTENCIA FIRME DE LARGO PLAZO EN PANAMÁ. La Potencia Firme de Largo Plazo es un atributo de las centrales de generación eléctrica; para el caso de las centrales hidroeléctricas o eólicas, y de acuerdo a la definición de las Reglas Comerciales para el Mercado Mayorista de Electricidad, es la potencia que dichas centrales pueden garantizar a entregar durante el período de máximo requerimiento previsto para el sistema con una determinada probabilidad de excedencia, dado el régimen hidrológico o de vientos de la central. La probabilidad de excedencia a utilizar debe corresponder al nivel de confiabilidad pretendido para el abastecimiento, y corresponde al riesgo de reducción en la oferta hidroeléctrica o eólica por el aleatorio hidrológico (períodos secos) o de vientos. Para una unidad generadora térmica, la Potencia Firme de Largo Plazo está determinada por su potencia efectiva afectada por la disponibilidad que compromete el Participante Productor que la comercializa. Dicha disponibilidad puede ser variable a lo largo del año. Si el Participante Productor asume el compromiso del 100% de su potencia efectiva, la potencia firme de largo plazo de la unidad coincidirá con su potencia efectiva. (Fuente: R CREG 002/12, ANEXO Num. 2.1)
ARTÍCULO 3.12.14.2.2.2. ENERGÍA FIRME EN COLOMBIA. La Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad (Enficc) en Colombia se define en la Parte 3.16, o las que la sustituyan o modifiquen.
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Los agentes generadores de Colombia o un agente habilitado y registrado como comercializador en Colombia al cual una planta en Colombia ha cedido la totalidad o parte de su OEF que quieran participar en las asignaciones de la Potencia Firme de Largo Plazo en Panamá lo podrán hacer siempre y cuando cuenten con las OEF asignadas en Colombia, con su respectiva equivalencia en Panamá. (Fuente: R CREG 002/12, ANEXO Num. 2.2)
SECCIÓN 3 CÁLCULO DE LA EQUIVALENCIA ENTRE LA ENERGÍA FIRME PARA PARTICIPAR EN EL CARGO POR CONFIABILIDAD EN COLOMBIA Y LA POTENCIA FIRME QUE SE COMERCIALIZA EN EL MERCADO MAYORISTA DE ELECTRICIDAD DE PANAMÁ
SUBSECCIÓN 1 SUMINISTRO DE INFORMACIÓN ARTÍCULO 3.12.14.2.3.1.1. SUMINISTRO DE INFORMACIÓN. Esta sección describe la información que cada uno de los operadores deberá suministrar. (Fuente: R CREG 002/12, ANEXO Num. 3.1)
ARTÍCULO 3.12.14.2.3.1.2. INFORMACIÓN QUE DEBE SUMINISTRAR EL OPERADOR DE PANAMÁ AL OPERADOR DE COLOMBIA. a) En el caso de las plantas hidráulicas: 1. La Energía Firme de la planta correspondiente al mes de mayor excedencia, a través de la curva de generación utilizada para el cálculo de la Potencia Firme de Largo Plazo; y 2. Para cada curva se debe identificar si el generador al que corresponde está en operación o la fecha de entrada en operación, en caso de que la misma no haya iniciado. 3. En el caso de las plantas o unidades térmicas: 1. La Potencia Firme de Largo Plazo; 2. La Capacidad Efectiva de la Planta o unidad; 3. Los datos históricos, hora a hora, para los últimos 36 meses de disponibilidad. En caso de que no se cuente con información histórica suficiente, se deberá suministrar la que se posea; y 4. Para cada planta o unidad térmica identificar si está en operación o la fecha de entrada en operación, en caso de que la misma no haya iniciado. (Fuente: R CREG 002/12, ANEXO Num. 3.1.1)
ARTÍCULO 3.12.14.2.3.1.3. INFORMACIÓN QUE DEBE SUMINISTRAR EL OPERADOR DE
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COLOMBIA AL OPERADOR DE PANAMÁ. Tanto para el caso de las plantas hidráulicas, como para las plantas o unidades térmicas, como para un agente habilitado y registrado como comercializador en Colombia al cual una planta en Colombia ha cedido la totalidad o parte de su OEF, con interés de participar en las asignaciones de Potencia Firme de Largo Plazo en Panamá, el Operador de Colombia deberá suministrar la Obligación de Energía Firme (OEF) de cada planta o unidad. (Fuente: R CREG 002/12, ANEXO Num. 3.1.2)
SUBSECCIÓN 2 CÁLCULO DE LAS EQUIVALENCIAS DE ENERGÍA FIRME A POTENCIA FIRME DE LARGO PLAZO EN EL CASO DE PANAMÁ ARTÍCULO 3.12.14.2.3.2.1. CÁLCULO DE LAS EQUIVALENCIAS DE ENERGÍA FIRME A POTENCIA FIRME DE LARGO PLAZO EN EL CASO DE PANAMÁ. 3.2.1 La equivalencia de Energía Firme a Potencia Firme de Largo Plazo, para plantas hidráulicas y térmicas, instaladas en Colombia, será determinada por el valor mínimo entre los Dfaci horarios asignados al Agente de Interconexión Internacional en el sentido Colombia-Panamá (en MW) y el cociente de las Obligaciones de Energía Firme asignadas para el periodo inicial y disponibles para el periodo de asignación de Potencia Firme de Largo Plazo, a la planta en Colombia entre la cantidad de horas de un año (8760 h). Para efectos del cálculo de la disponibilidad de la potencia, se considerará la disponibilidad y las pérdidas porcentuales de la línea de Interconexión Internacional Colombia Panamá. 3.2.2 La equivalencia de que trata el numeral 3.2.1 será determinada mediante la siguiente fórmula:
Donde: PFLPAII:
Potencia Firme de Largo Plazo de un Agente de Interconexión Internacional con Dfaci en el sentido de Colombia a Panamá, considerando sus OEF en Colombia, expresada en MW.
OEFplanta o unidad:
Obligación de Energía Firme asignada a las plantas o unidad en Colombia, en MWh/año.
DFACIAsignados:
Derechos Financieros de Acceso a la Capacidad de la línea de Interconexión Colombia Panamá asignados horariamente al Agente de Interconexión Internacional en el sentido Colombia Panamá, en MW.
:
Pérdidas porcentuales del Enlace Internacional Colombia Panamá.
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Disponibilidad del Enlace Internacional Colombia Panamá
: :
Si , Si ,
CMX :
Capacidad Máxima de Tranferencia del Enlace Internacional Colombia Panamá, verificada por los operadores al momento de la entrada en operación comercial del Enlace Internacional Colombia Panamá, en los términos definidos en la Parte 3.12.
Los valores de las variables y durante los primeros 24 meses corresponderán a los valores determinados en los diseños de la Línea de Interconexión Colombia – Panamá y a partir del mes 24 su cálculo corresponderá a los valores efectivamente observados. (Fuente: R CREG 002/12, ANEXO Num. 3.2)
SUBSECCIÓN 3 CÁLCULO DE LAS EQUIVALENCIAS DE POTENCIA FIRME DE LARGO PLAZO A ENERGÍA FIRME DE LARGO PLAZO EN EL CASO DE COLOMBIA ARTÍCULO 3.12.14.2.3.3.1. CÁLCULO DE LAS EQUIVALENCIAS DE POTENCIA FIRME DE LARGO PLAZO A ENERGÍA FIRME DE LARGO PLAZO EN EL CASO DE COLOMBIA. 3.3.1 La Equivalencia de Potencia Firme de Largo Plazo a Energía Firme Diaria, para plantas hidráulicas, instaladas en Panamá, será determinada por el valor mínimo entre el producto de los Dfaci horarios asignados al Agente en el sentido Panamá-Colombia (en MW) por la cantidad de horas en un día (24 h) y el producto de la Energía Firme mensual no comprometida de la planta dividido en los días del correspondiente mes. Para efectos del cálculo de la disponibilidad de la energía se considerará la disponibilidad y las pérdidas porcentuales de la línea de Interconexión Internacional Colombia Panamá. Esta equivalencia, será determinada mediante las siguientes fórmulas:
Donde: ENFICCA:
Energía Firme Diaria de un Agente con Dfaci en el sentido Panamá Colombia, en MWh.
DFACIAsignados: Es el Derecho Financiero de Acceso a la Capacidad de la línea de
Interconexión Colombia Panamá asignados horariamente al Agente en sentido Panamá Colombia, en MW.
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EFplanta i:
: : d:
Energía Firme mensual de la planta i en Panamá con el 95% de excedencia, mediante la cual se calcula la Potencia Firme de Largo Plazo, en MWh/mes. Pérdidas porcentuales del Enlace Internacional Colombia Panamá. Disponibilidad del Enlace Internacional Colombia Panamá. Días correspondientes al mes de máxima excedencia.
:
CMX:
Capacidad Máxima de Tranferencia del Enlace Internacional Colombia Panamá, verificada por los operadores al momento de la entrada en operación comercial del Enlace Internacional Colombia Panamá, en los términos definidos en la Parte 3.12 de esta resolución.
3.3.2 Para el caso de las plantas o unidades térmicas instaladas en Panamá, la Equivalencia de Potencia Firme de Largo Plazo a Energía Firme Diaria será determinada por el valor mínimo entre el producto de los Dfaci horarios asignados al Agente en el sentido Panamá-Colombia (en MW) por la cantidad de horas en un día (24 h), el producto de la Potencia Firme de Largo Plazo de la planta o unidad por la cantidad de horas en un día (24 h) y el producto de la capacidad efectiva de la planta o unidad por la cantidad de horas en un día (24 h). Para efectos del cálculo de la disponibilidad de la energía, se considerará la disponibilidad y las pérdidas porcentuales de la línea de Interconexión Internacional Colombia Panamá y la potencia firme de largo plazo no comprometida. Esta equivalencia, será determinada mediante las siguientes fórmulas:
Donde: ENFICC A:
Energía Firme diaria de un Agente con Dfaci en el sentido Panamá Colombia, en MWh.
DFACI Asignados:
Es el Derecho Financiero de Acceso a la Capacidad de la línea de Interconexión Colombia Panamá asignados horariamente al Agente en sentido Panamá Colombia, en MW.
PFLP:
Potencia Firme de largo Plazo no comprometida de la Planta o Unidad i, en MW.
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CE:
Capacidad Efectiva de las plantas o unidades, en MW.
IHF:
Índice Histórico de Fallas. :
Pérdidas porcentuales del Enlace Internacional Colombia Panamá. Disponibilidad del Enlace Internacional Colombia Panamá.
: :
Relación entre PFLP no comprometida y PFLP de la planta.
:
CMAX:
Capacidad Máxima de Tranferencia del Enlace Internacional Colombia Panamá, verificada por los operadores al momento de la entrada en operación comercial del Enlace Internacional Colombia Panamá, en los términos definidos en la la Parte 3.12 de esta resolución.
(Fuente: R CREG 002/12, ANEXO Num. 3.3)
PARTE 13 POR LA CUAL SE REGLAMENTA LA ACTIVIDAD DE GENERACIÓN CON PLANTAS MENORES DE 20 MW QUE SE ENCUENTRA CONECTADO AL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL (SIN) ARTÍCULO 3.13.1. ÁMBITO DE APLICACION. Esta Resolución se aplica a las personas naturales o jurídicas que tengan generación con plantas menores de 20 MW y que se encuentran conectadas al SIN. (Fuente: R CREG 086/96, Art. 2)
ARTÍCULO 3.13.2. OPCIONES DE LAS PLANTAS MENORES. Las personas naturales o jurídicas propietarias u operadores de plantas menores tienen las siguientes opciones para comercializar la energía que generan dichas plantas: Plantas Menores con Capacidad Efectiva menor de 10 MW Estas plantas no tendrán acceso al Despacho Central y por lo tanto no participarán en el Mercado Mayorista de electricidad. La energía generada por dichas plantas puede ser comercializada, teniendo en cuenta los siguientes lineamientos:
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1. La energía generada por una Planta Menor puede ser vendida a una comercializadora que atiende mercado regulado, directamente sin convocatoria pública, siempre y cuando no exista vinculación económica entre el comprador y el vendedor. En este caso, el precio de venta será única y exclusivamente el Precio en la Bolsa Energía en cada una de las horas correspondientes, menos un peso moneda legal ($1.00) por kWh indexado conforme a lo establecido en la Resolución CREG-005 de 2001 . 2. La energía generada por una Planta Menor puede ser ofrecida a una comercializadora que atiende mercado regulado, participando en las convocatorias públicas que abran estas empresas. En este caso y como está previsto en el Título 3.6.1, la adjudicación se efectúa por mérito de precio. 3. La energía generada por una Planta Menor puede ser vendida, a precios pactados libremente, a los siguientes agentes: Generadores, o Comercializadores que destinen dicha energía a la atención exclusiva de Usuarios No Regulados. Plantas Menores con Capacidad Efectiva mayor o igual a 10 MW y menor de 20 MW. Estas plantas podrán optar por acceder al Despacho Central, en cuyo caso participarán en el Mercado Mayorista de electricidad. De tomar esta opción, deberán cumplir con la reglamentación vigente. En caso de que estas plantas menores no se sometan al Despacho Central, la energía generada por dichas plantas puede ser comercializada, así: 1. La energía generada por una Planta Menor puede ser vendida a una comercializadora que atiende mercado regulado, directamente sin convocatoria pública, siempre y cuando no exista vinculación económica entre el comprador y el vendedor. En este caso, el precio de venta será única y exclusivamente el Precio en la Bolsa de Energía en cada una de las horas correspondientes, menos un peso moneda legal ($1.00) por kWh indexado conforme a lo establecido en la Resolución CREG-005 de 2001. 2. La energía generada por una Planta Menor puede ser ofrecida a una comercializadora que atiende mercado regulado, participando en las convocatorias públicas que abran estas empresas. En este caso y como está previsto en el Título 3.6.1, la adjudicación se efectúa por mérito de precio. 3. La energía generada por una Planta Menor puede ser vendida, a precios pactados libremente, a los siguientes agentes: Generadores, o Comercializadores que destinen dicha energía a la atención exclusiva de Usuarios No Regulados. PARÁGRAFO. Cuando una planta que haya declarado una capacidad efectiva menor a 20 MW presente entregas de potencia promedio en período horario a la red mayor a dicho límite en cinco horas, continuas o discontinuas, en un período de treinta (30) días calendario consecutivos, sin que esta entrega de energía haya sido solicitada por el administrador del mercado, se modificará el valor de la capacidad efectiva de la planta. El ASIC será responsable de realizar este procedimiento. El nuevo valor de la capacidad efectiva de la planta corresponderá al promedio simple de la
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potencia promedio en período horario de las cinco primeras horas donde se superó el límite de 20 MW. Por lo tanto, la planta quedará sometida a las reglas aplicables para las plantas que son despachadas centralmente a partir del primer día del siguiente mes calendario con una vigencia de seis meses. (Fuente: R CREG 086/96, Art. 3) (Fuente: R CREG 024/15, Art. 19) (Fuente: R CREG 039/01, Art. 1)
PARTE 14 COGENERACIÓN
TÍTULO 1 REGLAMENTO DE LA ACTIVIDAD DE COGENERACIÓN EN EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL (SIN) ARTÍCULO 3.14.1.1. AMBITO DE APLICACION. Esta Resolución se aplica a los agentes Cogeneradores que se encuentran conectados al SIN. PARAGRAFO 1o. Cogenerador Usuario Regulado. Un Cogenerador tiene la categoría de usuario regulado si su demanda máxima es inferior o igual al límite de potencia que para tal fin establece la CREG. PARAGRAFO 2o. Cogenerador Usuario No Regulado. Un Cogenerador tiene la categoría de usuario no regulado si su demanda máxima es mayor al límite de potencia que para tal fin establece la CREG. PARAGRAFO 3o. La calidad de usuario regulado o no regulado no se determina con base en la demanda suplementaria que el Cogenerador contrate con un comercializador o un generador. (Fuente: R CREG 107/98, Art. 2)
ARTÍCULO 3.14.1.2. CONDICIONES PARA LA CONEXION AL SIN. Las condiciones para la conexión al STN del Cogenerador son las contenidas en las Resoluciones CREG-001 de Noviembre de 1994 (Artículos No: 21, 22 y 23) y para la conexión a los STR o SDL son las contenidas en la Resolución CREG-003 de Noviembre de 1994 (Artículos No: 18, 19 y 20), en lo que no contradiga las disposiciones establecidas en la Parte 5.1, o en aquellas normas que modifiquen o complementen las Resoluciones mencionadas. Las condiciones técnicas y contractuales de la conexión deben sujetarse a los códigos y reglamentos vigentes. (Fuente: R CREG 107/98, Art. 3)
ARTÍCULO 3.14.1.3. CONDICIONES PARA EL ACCESO AL RESPALDO. El Cogenerador Usuario Regulado debe ser respaldado por el comercializador del mercado regulado donde se encuentre localizada la planta de Cogeneración. El Cogenerador que tiene la categoría de Usuario No Regulado, debe contratar su respaldo
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con cualquier comercializador del mercado mayorista de electricidad. (Fuente: R CREG 107/98, Art. 4)
ARTÍCULO 3.14.1.4. USO DEL RESPALDO. Se entenderá que un Cogenerador usa el servicio de respaldo cuando la potencia eléctrica promedio que toma de la red en una hora cualquiera, es mayor a la Demanda Suplementaria contratada. En caso de no tenerla, esta se considerará como cero para efectos de la evaluación del uso del respaldo. (Fuente: R CREG 107/98, Art. 5) (Fuente: R CREG 005/10, Art. 8)
ARTÍCULO 3.14.1.5. TARIFAS PARA LOS SERVICIOS DE RESPALDO. El comercializador que atiende a un Cogenerador que tiene la categoría de Usuario Regulado, para efectos de cobrar el servicio de respaldo, aplicará tarifas reguladas como a cualquier otro usuario industrial o comercial regulado. Para el Cogenerador con categoría de Usuario No Regulado, las tarifas correspondientes a Servicio de Respaldo se acuerdan libremente entre las partes y podrán considerar entre otros los siguientes conceptos de costos: Cargos por Uso del STN, Cargos por Uso de los STR y SDL, Costos por Pérdidas de Energía en el STN y en los STR y SDL (acumuladas hasta el nivel de tensión en que se preste el servicio), Costo de la Energía Suministrada y los demás cargos que enfrente quien preste el respaldo por concepto de otros servicios tales como: CND, CRDïs, SIC, reconciliaciones y adicionalmente un cargo por concepto de comercialización. (Fuente: R CREG 107/98, Art. 6)
ARTÍCULO 3.14.1.6. SISTEMAS DE MEDICIÓN. El cogenerador deberá contar con los sistemas de medición que permitan el registro de la producción de energía eléctrica, energía térmica y el consumo del combustible, para la evaluación del REE y la producción mínima de energía eléctrica del Cogenerador. El sistema de medición y las mediciones deberán cumplir como mínimo lo siguiente: a) Las mediciones deben ser realizadas en los bornes del generador de energía eléctrica y en los puntos de entrega de la energía térmica (Calor Útil) a la actividad productiva. Estos puntos pueden ser tantos, como los necesarios para registrar la totalidad del Calor Útil y que permitan la consolidación de la producción al momento de su registro. b) Los equipos de medida de energía eléctrica empleados deben cumplir lo establecido en el anexo denominado “Código de Medida”, aprobado mediante la Parte 7.1, o aquellas que lo modifique o sustituya. c) Las mediciones de energía registradas deberán totalizar la producción de energía eléctrica, Calor Útil y el consumo de combustible para ser reportados y auditados. d) Los registros de Energía Primaria entregada por el combustible consumido y la producción de Energía Eléctrica y Calor Útil deben ser mantenidos, reportados y expresados en kWh. e) Los métodos de medición, procesamiento, registro, modificación y reporte deben garantizar la exactitud, trazabilidad y veracidad de las medidas, estos métodos estarán sujetos a
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auditoría. (Fuente: R CREG 107/98, Art. 7) (Fuente: R CREG 005/10, Art. 4)
ARTÍCULO 3.14.1.7. VENTA DE EXCEDENTES. La venta de excedentes producidos por los Cogeneradores se hará cumpliendo las siguientes reglas: -- Cogenerador con Energía Excedente con Garantía de Potencia. La Energía Excedente con Garantía de Potencia puede comercializarse de la siguiente manera: Energía Excedente con Garantía de Potencia < 20 MW Opción 1 Sin acceso al Despacho Central y por lo tanto sin participación en la Bolsa de Energía. La regulación aplicable en términos del Reglamento de Operación será la misma que se aplica a las Plantas Menores que no participan en la Bolsa. La Energía Excedente con Garantía de Potencia puede ser comercializada, teniendo en cuenta los siguientes lineamientos: 1. La Energía Excedente con Garantía de Potencia puede ser vendida a una comercializadora que atiende mercado regulado, directamente sin convocatoria pública, siempre y cuando no exista vinculación económica entre el comprador y el vendedor. En este caso, el precio de venta será única y exclusivamente el Precio en la Bolsa de Energía en cada una de las horas correspondientes, menos un peso moneda legal ($1.00) por kWh indexado conforme a lo establecido en la Resolución CREG-005 de 2001 . 2. La Energía Excedente con Garantía de Potencia puede ser ofrecida a una comercializadora que atiende mercado regulado, participando en las convocatorias públicas que abran estas empresas, conforme a el Título 3.6.1 o aquellas que la modifiquen o deroguen. En este caso y como está previsto en dicha Resolución, la adjudicación se efectúa por mérito de precio. 3. La Energía Excedente con Garantía de Potencia puede ser vendida, a precios pactados libremente, a los agentes Comercializadores que destinen dicha energía a la atención exclusiva de Usuarios No Regulados. Opción 2 Con acceso al Despacho Central, en cuyo caso participarán en la Bolsa de Energía. De tomar esta opción, la Energía Excedente con Garantía de Potencia deberá considerarse como inflexible, cumpliendo con la regulación vigente que se aplica a los Generadores. En este caso, la Energía Excedente con Garantía de Potencia puede ser comercializada, teniendo en cuenta los siguientes lineamientos: 1. La Energía Excedente con Garantía de Potencia puede ser vendida en la Bolsa. 2. La Energía Excedente con Garantía de Potencia puede ser vendida siguiendo los mismos lineamientos indicados en la Opción 1 anterior para venta de excedentes de cogeneradores con garantía de potencia < 20 MW sin acceso al Despacho Central y por lo tanto sin
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participación en la Bolsa de Energía. Energía Excedente con Garantía de Potencia = 20 MW Con participación obligatoria en el Despacho Central y por ende en la Bolsa de Energía. La Energía Excedente con Garantía de Potencia deberá considerarse como inflexible, cumpliendo con la regulación vigente que sea aplicable. La Energía Excedente con Garantía de Potencia puede ser comercializada, teniendo en cuenta los mismos lineamientos indicados en la Opción 2 anterior para venta de excedentes de cogeneradores con garantía de potencia < 20 MW con acceso al despacho central. -- Cogenerador con Energía Excedente sin Garantía de Potencia. La Energía Excedente sin Garantía de Potencia puede comercializarse de la siguiente manera: Opción 1 Sin acceso al Despacho Central y por lo tanto sin participación en la Bolsa de Energía. La Energía Excedente sin Garantía de Potencia puede ser vendida, a precios pactados libremente, a los Comercializadores que destinen dicha energía a la atención exclusiva de Usuarios No Regulados. Opción 2 Con acceso al Despacho Central, en cuyo caso la Energía Excedente sin Garantía de Potencia será vendida en la Bolsa de Energía. El tratamiento aplicable a esta Energía Excedente, en lo que se refiere al Precio de Oferta y liquidación de la transacción, será igual al aplicable para la generación Inflexible. PARÁGRAFO 1o. El Cogenerador que participe en la Bolsa de Energía con Excedentes, con o sin Garantía de Potencia, deberá registrarse ante el SIC. La participación en la Bolsa implica el recaudo por parte del agente respectivo del Costo Equivalente en Energía del Cargo por Confiabilidad (CEE), y el recaudo por parte del Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) del impuesto establecido en el artículo 81 de la Ley 633 de 2000. PARÁGRAFO 2o. El Cogenerador que participe en la Bolsa de Energía con Excedentes con Garantía de Potencia, tendrá categoría de Generador con una Capacidad Efectiva equivalente a los Excedentes con Garantía de Potencia que registre ante el SIC. La regulación aplicable a los generadores, se hace extensiva para estos Cogeneradores. (Fuente: R CREG 107/98, Art. 8) (Fuente: R CREG 005/10, Art. 10)
ARTÍCULO 3.14.1.8. OTRAS REGLAS APLICABLES. En cuanto a los productores para uso particular, los propietarios u operadores de las plantas a que se refiere la presente Resolución, darán cumplimiento a lo ordenado en el Artículo 16 de la Ley 142 de 1994. (Fuente: R CREG 107/98, Art. 10)
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TÍTULO 2 POR EL CUAL SE DETERMINAN LOS REQUISITOS Y CONDICIONES TÉCNICAS QUE DEBEN CUMPLIR LOS PROCESOS DE COGENERACIÓN Y SE REGULA ESTA ACTIVIDAD ARTÍCULO 3.14.2.1. REQUISITOS Y CONDICIONES TÉCNICAS QUE DEBE CUMPLIR EL PROCESO DE PRODUCCIÓN COMBINADA DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y TÉRMICA PARA SER CONSIDERADO COMO UN PROCESO DE COGENERACIÓN. El proceso de producción combinada de energía eléctrica y térmica que hace parte de la actividad productiva de quien produce dichas energías, podrá ser considerado como un proceso de Cogeneración, cuando quien lo realiza demuestre el cumplimiento de los siguientes requisitos: a) Tener un Rendimiento Eléctrico Equivalente (REE) superior al mínimo exigido en el artículo 3.14.2.2 de esta resolución. El REE deberá ser calculado como:
Donde, REE
Rendimiento Eléctrico Equivalente, expresado en porcentaje [%] con aproximación a un decimal.
EE
Producción total bruta de energía eléctrica en el proceso, expresado en kWh. Por consiguiente, incluye tanto la energía eléctrica usada en el proceso productivo propio como los excedentes entregados a terceros.
EP
Energía primaria del combustible consumido por el proceso, expresado en kWh y calculada empleando el Poder Calorífico Inferior del combustible.
CU
Producción total de Calor Útil del proceso, expresado en kWh. Eficiencia de referencia para la producción de Calor Útil. Este valor será de 0,9 mientras la CREG no determine otro.
b) Producción mínima de energía eléctrica y térmica en el proceso. 1. Si produce Energía Eléctrica a partir de Energía Térmica, la Energía Eléctrica producida deberá ser mayor (>) al 5% de la Energía Total generada por el sistema (Térmica + Eléctrica). 2. Si produce Energía Térmica a partir de un proceso de generación de Energía Eléctrica, la Energía Térmica producida deberá ser mayor (>) al 15% de la Energía Total generada por el sistema (Térmica + Eléctrica). PARÁGRAFO 1o. El valor del REE y la producción mínima de energía eléctrica y térmica deberán determinarse por medio de una auditoría y pruebas como se establece en el artículo 3.14.2.4 de esta resolución.
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PARÁGRAFO 2o. Como energía térmica para los cálculos señalados en los literales a) y b) solo podrá considerarse el Calor Útil. (Fuente: R CREG 005/10, Art. 2)
ARTÍCULO 3.14.2.2. VALORES MÍNIMOS DEL REE. El proceso de producción combinada de energía eléctrica y energía térmica que hace parte de la actividad productiva de quien produce dichas energías deberá cumplir los siguientes valores mínimos del REE para ser considerado como un proceso de Cogeneración, de conformidad con el artículo 3.14.2.1 de esta resolución: a) Para Cogeneradores Nuevos: Tabla 1. Valores mínimos de REE anual Tipo de combustible Gas natural Carbón Hidrocarburos grados API < 30 Hidrocarburos grados API > 30 Bagazo y demás residuos agrícolas de la caña de azúcar Otros Combustibles de Origen Agrícola
REE [%] 53,5 39,5 30,0 51,0 20,0 30,0
Los proyectos de Cogeneración que empleen combustibles diferentes a los indicados en la tabla 1, podrán solicitar a la Comisión se considere la definición del REE mínimo exigible. En el caso de la quema alternada o combinada de diferentes tipos de combustibles, el REE mínimo exigible se obtendrá mediante la ponderación de los valores de la tabla 1 de acuerdo con la participación energética de cada uno de los combustibles empleados, calculados usando el Poder Calorífico Inferior del combustible, como sigue:
REEm Rendimiento Eléctrico Equivalente para la quema alternada o combinada de diferentes tipos de combustibles, expresado en porcentaje [%] con aproximación a un decimal. EP Energía primaria del combustible consumido por el proceso, expresado en kWh y calculada empleando el Poder Calorífico Inferior de cada combustible. REEci Rendimiento Eléctrico Equivalente mínimo exigido para la combustible i. EPci Energía primaria del combustible i consumido por el proceso, expresada en kWh y calculada empleando el Poder Calorífico Inferior del combustible. b) Para Cogeneradores Existentes: El REE exigido para cada Cogenerador existente a la fecha de expedición de esta resolución, será el menor valor entre el mínimo exigido para
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Cogeneradores Nuevos y el que se determine por medio de una auditoría y pruebas como se establece en el artículo 3.14.2.4 de esta resolución. El valor seleccionado se tomará como el mínimo valor del REE que debe mantener cada una de estas plantas. (Fuente: R CREG 005/10, Art. 3)
ARTÍCULO 3.14.2.3. REPORTE DE MEDICIONES. El Cogenerador deberá realizar el reporte de las mediciones de Energía Eléctrica, Calor Útil y Energía Primaria entregada por el combustible consumido, teniendo en cuenta las siguientes condiciones: a) El reporte de los registros debe hacerse de acuerdo con los requisitos del Código de Medida, adoptado mediante la Parte 3.2 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan. b) El Cogenerador deberá reportar al CND los valores de las mediciones de Energía Eléctrica y Calor Útil diariamente antes de las 8:00 a. m. Para el caso de la cantidad de Energía Primaria entregada por el combustible consumido, esta deberá ser reportada semanalmente el día lunes antes de las 8 a. m. c) En caso de quema alternada o combinada de combustibles, deberá indicar semanalmente el aporte energético de cada combustible. d) Las mediciones podrán ser modificadas dentro de las veinticuatro (24) horas siguientes a la realización del reporte. PARÁGRAFO. El CND dispondrá de los medios y establecerá el procedimiento para el reporte de los agentes Cogeneradores en un término máximo de 3 meses siguientes a la fecha de entrada en vigencia de esta resolución. (Fuente: R CREG 005/10, Art. 5) (Fuente: R CREG 047/11, Art. 2)
ARTÍCULO 3.14.2.4. AUDITORÍA Y PRUEBAS. Los Cogeneradores Nuevos deberán certificar un REE superior al mínimo exigido en la Tabla 1 del artículo 3.14.2.2, literal a), de esta resolución, así como la producción mínima de energía eléctrica y térmica a que se refiere el literal b) del mismo artículo, 6 meses después del inicio de operación en el Mercado de Energía Mayorista en los términos del Título 3.14.1 o aquella que la modifique o sustituya. Los Cogeneradores Existentes deberán certificar el REE de su proceso y el cumplimiento de la producción mínima de energía eléctrica y térmica, dentro de los seis meses siguientes a la fecha en que la CREG expida la resolución adoptando el procedimiento de pruebas y auditoría que se refiere este artículo. Durante este periodo, el Cogenerador existente podrá continuar la venta de excedentes de energía. Las certificaciones se obtendrán como resultado de una auditoría y una prueba a la planta realizada por una de las empresas auditoras de la lista que adopte el Consejo Nacional de Operación -CNO-. La prueba se debe realizar en coordinación con el CND. Copia de las certificaciones deberán enviarse a la CREG y al CND. El CND verificará el cumplimiento de los parámetros exigidos en los artículos 3.14.2.1 y 3.14.2.2 de esta resolución soportado en la certificación entregada por la firma auditora. El agente solamente podrá
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continuar la venta de excedentes de energía eléctrica a partir de la publicación que haga el CND si de su verificación se concluye el cumplimiento de tales parámetros. La auditoría debe tener como mínimo el siguiente alcance: a) Revisión de los sistemas de medición de energía primaria, eléctrica y térmica del proceso de Cogeneración que proveen los datos para el cálculo del REE y su trazabilidad al Sistema Internacional de Unidades. b) Verificación de que la energía térmica medida corresponda única y exclusivamente al Calor Útil. c) Revisión de la integridad de los registros mantenidos de energía primaria, eléctrica y térmica producida para el cálculo del REE. d) Determinación del REE del agente cogenerador y de la proporción de la producción de energía eléctrica y térmica. El procedimiento de auditoría y prueba para las plantas de Cogeneración deberá ser desarrollado por el CNO a más tardar dentro de los tres (3) meses siguientes a la fecha de entrada en vigencia de esta resolución, dentro de este proceso se considerará los comentarios de los agentes y demás interesados. En el protocolo de prueba se considerará que la unidad de generación deberá operar como mínimo por un periodo de dos (2) horas a su máxima capacidad con su combustible principal para cogeneración, para determinar el cumplimiento de los requisitos definidos en los artículos 3.14.2.1 y 3.14.2.2 de esta resolución. El procedimiento de prueba deberá ser enviado a la CREG para su revisión y posterior adopción. El costo asociado a la auditoría y las pruebas realizadas será asumido por el agente que la solicite. La CREG podrá solicitar al Cogenerador en cualquier momento la realización de una auditoría para demostrar el cumplimiento de los requisitos previstos en los artículos 3.14.2.1 y 3.14.2.2 de esta resolución; para esto la CREG solicitará al CND la contratación de una firma auditora de la lista adoptada por el CNO y la programación de la auditoría al Cogenerador. El costo de la auditoría estará a cargo del Cogenerador. PARÁGRAFO. En caso de modificaciones superiores al 40% de la capacidad instalada de producción de energía eléctrica o energía térmica en el proceso de Cogeneración, al momento de la actualización del registro ante el CND y el ASIC del Cogenerador, este deberá enviar copia de nuevas certificaciones en las cuales se demuestre que mantiene el cumplimiento de los parámetros exigidos en los artículos 3.14.2.1 y 3o de esta resolución. PARÁGRAFO 2o. Si el Cogenerador requiere de la quema simultánea de combustibles para su operación, podrá emplear estos para la prueba. El REE se determinará como en el caso de la quema alternada o combinada de combustibles. (Fuente: R CREG 005/10, Art. 6) (Fuente: R CREG 047/11, Art. 3)
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ARTÍCULO 3.14.2.5. SEGUIMIENTO DE LOS REQUISITOS Y CONDICIONES TÉCNICAS DE LAS UNIDADES DE COGENERACIÓN. El CND calculará e informará públicamente en la primera semana de los meses de enero, abril, julio y octubre, el REE y la Producción mínima de energía eléctrica y térmica de las unidades de Cogeneración del SIN, empleando los reportes de los últimos doce meses realizados por estos de conformidad con esta resolución. En caso de no contar con los registros para los últimos doce meses inmediatamente anteriores a las fechas indicadas, debido al momento de entrada del Cogenerador al SIN, el cálculo del REE y la Producción mínima de energía eléctrica y térmica se aplazará hasta que se alcancen los doce meses requeridos. Si los valores calculados por el CND son inferiores a los mínimos exigidos en los artículos 3.14.2.1 y 3.14.2.2 de esta resolución, el Cogenerador deberá demostrar en un término no mayor a un (1) mes, contado desde la fecha de la publicación efectuada por el CND, el cumplimiento de dichos valores mínimos por medio de una auditoría y pruebas de acuerdo al artículo 3.14.2.4 de esta resolución. De no presentar la certificación o si cualquiera de los valores certificados resulta inferior a los mínimos exigidos en los artículos 2o y 3o de esta resolución, el proceso de producción combinada de energía eléctrica y térmica no podrá ser considerado como un proceso de cogeneración y, por tanto, el Cogenerador no podrá seguir vendiendo sus excedentes de energía en el Mercado de Energía Mayorista. PARÁGRAFO. Un Cogenerador podrá retomar la venta de sus excedentes de energía una vez presente una auditoría y pruebas en la forma prevista en el artículo 6o y en la que como resultado se demuestre el cumplimiento de los valores mínimos exigidos en esta Resolución. PARÁGRAFO 2o. La pérdida de calidad de cogeneración del proceso de producción combinada de energía eléctrica y térmica en los términos de este artículo, será considerada como una causal para la cancelación del registro de la frontera comercial respectiva, de que trata el artículo 3o de la Resolución CREG 006 de 2003 o aquella que la modifique o sustituya. Para el efecto, corresponderá al ASIC cancelar la frontera comercial. (Fuente: R CREG 005/10, Art. 7) (Fuente: R CREG 047/11, Art. 4)
ARTÍCULO 3.14.2.6. REMUNERACIÓN DEL RESPALDO OTORGADO POR EL SIN A LOS COGENERADORES. La valoración del respaldo se realizará conforme a lo establecido por la Parte 5.7 o aquella que la modifique o sustituya, para unidades de cogeneración conectadas a un SDL o STR. El respaldo en el suministro de energía deberá ser contratado con un comercializador en los términos establecidos en el Título 3.14.1 o aquella que la modifique o sustituya. Los contratos de respaldo deberán ser registrados por el comercializador ante el ASIC. Adicionalmente, se deberá considerar lo siguiente: i) El comercializador deberá registrar e identificar ante el ASIC la frontera del Cogenerador.
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ii) La energía consumida durante el respaldo por un Cogenerador Usuario no Regulado será liquidada al Comercializador que lo atiende al Precio de Bolsa. iii) En caso de que el Precio de Bolsa sea mayor que el precio de escasez de activación y las Obligaciones de Energía Firme asignadas sean mayores que la Demanda Total Doméstica, la cual incluirá el consumo de los Cogeneradores, la diferencia entre el Precio de Bolsa y el precio de escasez ponderado se recaudará como sigue y será aplicada como un menor valor del costo de las restricciones asignado a cada comercializador que atiende la Demanda Total Doméstica en proporción de su Demanda Comercial.
Donde: DCOGm RCOG,m PBh PEph h
Recaudo Cogeneradores para el mes m. Demanda de Cogeneradores durante el respaldo. Precio de Bolsa para la hora h. Precio de escasez ponderado para la hora h. Indexa las horas del mes m durante las cuales hizo uso del respaldo y se cumple la condición indicada”.
iv) Para cualquier otra condición diferente a la establecida en el ítem ii), se aplicará la regulación vigente. (Fuente: R CREG 005/10, Art. 9) (Fuente: R CREG 140/17, Art. 19)
TÍTULO 3 POR LA CUAL SE REGULAN LAS PRUEBAS Y AUDITORÍA DEFINIDAS EN LA RESOLUCIÓN CREG 005 DE 2010
CAPÍTULO 1 DISPOSICIONES GENERALES (descripción no original) ARTÍCULO 3.14.3.1.1. PRUEBAS Y AUDITORÍA PARA PLANTAS DE COGENERACIÓN. Las pruebas y auditoría señaladas en el Título 3.14.2 serán realizadas usando el procedimiento descrito en el Anexo 1 de esta resolución . El procedimiento se realizará en dos etapas, como se describe a continuación: 1. Primera etapa: Revisión documental previa: a) Condiciones: La revisión documental deberá ser realizada por la firma auditora empleando
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para ello la información señalada en el numeral 6 del Anexo de la presente resolución y la demás que considere pertinente para la realización de la auditoría; b) Resultados: La firma auditora deberá entregar como resultado: – Concepto donde se establezca, expresamente y sin ambigüedades, si es posible realizar la prueba conforme a las reglas establecidas en el anexo de la presente resolución. – Listado de las desviaciones respecto del procedimiento de prueba y auditoría establecido en el Anexo de esta resolución y ajustes necesarios para el cumplimiento de los requisitos establecidos. – Concepto donde se establezca, expresamente y sin ambigüedades, si la información reportada a la fecha por el Cogenerador de acuerdo con el artículo 3.14.2.3 de esta resolución cumple con los requisitos del artículo 3.14.1.6 de esta resolución modificado por el artículo 4o de la Resolución 005 de 2010 y, por tanto, puede ser empleada para la actividad de seguimiento señalada en el artículo 3.14.2.5 de la misma resolución; c) Plazo de ejecución: El cogenerador deberá contratar la realización de la auditoría y la firma auditora realizar la revisión documental dentro de las ocho (8) semanas siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución. 2. Segunda etapa: Auditoría y prueba in situ: a) Condiciones: La segunda etapa de la auditoría y pruebas, se realizará una vez se hayan corregido todas las desviaciones detectadas durante la revisión documental y el cogenerador haya presentado el método de corrección de la información reportada a la firma auditora para su validación; b) Resultados: La firma auditora deberá entregar como resultado: – Cálculo del Rendimiento Eléctrico Equivalente, así como la producción mínima de energía eléctrica y térmica de acuerdo con lo establecido en el artículo 3.14.2.1 de esta resolución. – Concepto en el que se establezca, expresamente y sin ambigüedades, si el método de corrección definido por el Cogenerador para la información reportada en cumplimiento con el artículo 3.14.2.3 de esta resolución permite que esta pueda ser empleada para el seguimiento señalado en el artículo 3.14.2.5 en caso de que este sea necesario; c) Plazo de ejecución: La segunda etapa de la auditoría se debe realizar dentro de las veinticuatro (24) semanas siguientes a la finalización del periodo para contratación y ejecución de la revisión documental. PARÁGRAFO 1o. Si el Cogenerador se encuentra aislado del SIN, o por requerimientos de seguridad y confiabilidad del SIN, o por aplicación del Decreto 880 de 2007 o aquel que lo modifique o sustituya, no puede ser despachado en ningún período, se procederá por parte del CND a cancelar la prueba y a establecer la nueva fecha de ejecución de la misma. PARÁGRAFO 2o. La información reportada hasta la fecha de la prueba de acuerdo con el
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artículo 3.14.2.3 de esta resolución podrá ser corregida y reportada al CND, por una sola vez y dentro de las dos (2) semanas siguientes al envío de la certificación del cumplimiento de los parámetros exigidos en los artículos 2o y 3.14.2.2 de esta resolución al CND y a la CREG de acuerdo con lo señalado en el Título 3.14.2. (Fuente: R CREG 047/11, Art. 1) (Fuente: R CREG 144/11, Art. 1)
CAPÍTULO 2 PRUEBAS Y AUDITORÍA PARA LOS PROCESOS DE COGENERACIÓN (ANEXO)
SECCIÓN 1 GENERALIDADES ARTÍCULO 3.14.3.2.1.1. GENERALIDADES. La prueba para determinar el Rendimiento Eléctrico Equivalente (REE) y la Producción mínima de energía eléctrica y térmica en el proceso de cogeneración, se debe realizar de acuerdo con las reglas establecidas en la Sección 3.14.3.2.1. (Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 1)
ARTÍCULO 3.14.3.2.1.2. ALCANCE DE LA PRUEBA. Como resultado de esta prueba se deberán obtener los valores del Rendimiento Eléctrico Equivalente (REE) y la Producción mínima de energía eléctrica y térmica en el proceso. (Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 1.1)
SECCIÓN 2 TECNOLOGÍAS Y TIPOS DE CICLO ARTÍCULO 3.14.3.2.2.1. PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA A PARTIR DE ENERGÍA TÉRMICA. – Recuperador de calor de un proceso con turbina de vapor. (Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 3.1)
ARTÍCULO 3.14.3.2.2.2. PRODUCCIÓN DE ENERGÍA TÉRMICA A PARTIR DE UN PROCESO DE GENERACIÓN ENERGÍA ELÉCTRICA. Generador de vapor convencional: – Turbina de vapor a contrapresión sin condensación. – Turbina de vapor a contrapresión y condensación. – Turbina con extracción de vapor a y condensación. Turbina de gas: – Turbina de gas con caldera de recuperación de calor.
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– Turbina de gas en ciclo combinado con turbina de vapor. – Turbina de gas para secado de productos. Motor de combustión interna: – Motor de combustión con recuperación de calor. (Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 3.2)
SECCIÓN 3 SISTEMA DE UNIDADES Y EQUIVALENCIAS APLICABLES ARTÍCULO 3.14.3.2.3.1. SISTEMA DE UNIDADES Y EQUIVALENCIAS APLICABLES. Las mediciones realizadas en las plantas de cogeneración que proveen los datos para el cálculo del REE y la producción mínima de energía eléctrica y térmica deberán garantizar la exactitud y trazabilidad de las medidas. Las mediciones expresadas en sistemas de unidades diferentes al Sistema Internacional de Unidades (SI) tendrán en cuenta las equivalencias de las unidades que se establecen en este Anexo. Los registros de Energía Primaria entregada por el combustible consumido, la producción de Energía Eléctrica de cogeneración y el Calor Útil deben ser mantenidos, reportados y expresados en kWh. A continuación se relacionan las equivalencias de las unidades que se utilizarán en los cálculos necesarios para las pruebas y auditoría de los procesos de cogeneración. Los resultados de la aplicación de las equivalencias se aproximarán a dos (2) decimales:
(Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 4)
SECCIÓN 4 MEDICIONES ARTÍCULO 3.14.3.2.4.1. MEDICIONES ELÉCTRICAS. La medición de la energía eléctrica bruta, en los bornes del generador, se hará utilizando los contadores de energía de la unidad, que serán al menos clase IEC 0,5, y las lecturas de potencia instantánea en los vatímetros
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propios de la unidad en prueba. (Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 5.1)
ARTÍCULO 3.14.3.2.4.2. GAS NATURAL. Los medidores de flujo de gas natural utilizados para las pruebas deberán cumplir con el margen de error del 1% establecido en el Reglamento Único de Transporte (RUT) de gas natural por redes aprobado mediante la Resolución CREG 071 de 1999 y demás normas que la modifican o complementan. Desde la fecha de calibración de los instrumentos de medición de flujo de gas hasta el momento de realización de la prueba, no podrán haber transcurrido más de doce (12) meses. El acta o certificado de calibración deberá ser expedido por el transportador de gas natural, su delegado, o una firma debidamente acreditada con capacidad para prestar este tipo de servicios. (Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 5.2)
ARTÍCULO 3.14.3.2.4.3. COMBUSTIBLES LÍQUIDOS. Las plantas y/o unidades que operan con combustible líquido deberán tener medidores con una exactitud al menos de 0,5%. Desde la fecha de calibración de los contadores de combustible líquido hasta el momento de realización de la prueba, no podrán haber transcurrido más de doce (12) meses. El acta o certificado de calibración deberá ser expedido por una entidad acreditada con capacidad para prestar este tipo de servicios, por el fabricante o por su representante. (Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 5.3)
ARTÍCULO 3.14.3.2.4.4. COMBUSTIBLES SÓLIDOS. La medición de la cantidad de combustibles sólidos consumida por la unidad durante la prueba se hará utilizando los alimentadores gravimétricos propios de la unidad. Si la unidad cuenta con alimentadores volumétricos que puedan medir el volumen de combustible consumido durante la prueba, se podrá hacer la medición de este volumen siempre y cuando un laboratorio acreditado certifique la densidad del combustible en las condiciones en que este cae de las tolvas a los alimentadores, con el fin de poder calcular la masa de combustible consumido. La exactitud de la medida del consumo de combustibles sólidos será del 2,0%. Las centrales que no cuenten con equipos alimentadores harán la medición en la báscula instalada en la banda transportadora que alimenta las tolvas del combustible, siguiendo el procedimiento establecido en este Anexo. Desde la fecha de expedición del acta o certificado de calibración de la báscula hasta el momento de la prueba, no podrán haber transcurrido más de doce (12) meses. El acta o certificado de calibración deberá ser expedido por una entidad acreditada con capacidad para expedir este tipo de certificados. (Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 5.4)
ARTÍCULO 3.14.3.2.4.5. TEMPERATURA AMBIENTE Y PRESIÓN BAROMÉTRICA. La temperatura ambiente y la presión barométrica se medirán con instrumentos que tengan una exactitud dentro del rango de ± 1,0%. Los instrumentos portátiles deberán estar situados, durante el período de la prueba, en un sitio a la sombra y en cercanías del tanque de agua de reposición del ciclo térmico. Para aquellas plantas que tengan instalado el sistema de medición que cumpla con los requerimientos de precisión podrán ser utilizados sus registros para las
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pruebas. Desde la fecha de expedición del acta o certificado de calibración de los instrumentos de medición hasta el momento de la prueba, no podrán haber transcurrido más de doce (12) meses. El acta o certificado de calibración deberá ser expedido por una entidad acreditada con capacidad para expedir este tipo de certificados. (Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 5.5)
ARTÍCULO 3.14.3.2.4.6. MEDIDAS DE FLUIDOS TRANSPORTADORES DE CALOR. Las mediciones para determinar los caudales de los fluidos transportadores de calor: vapor, agua, líquidos térmicos, gases, etc., deberán tener una exactitud de 2,0%; las presiones y temperaturas, deberán tener una exactitud de 1,0%, y se realizarán en tantos puntos cuantos sean necesarios para el cálculo del calor útil total suministrado al proceso. Desde la fecha de calibración de estos medidores hasta el momento de realización de la prueba, no podrán haber transcurrido más de doce (12) meses. El acta o certificado de calibración deberá ser expedido por una entidad acreditada con capacidad para prestar este tipo de servicios, el fabricante o su representante. En caso de que no existan laboratorios con un procedimiento de calibración acreditado, se podrá emplear las mejores prácticas de ingeniería para la calibración de los instrumentos de medición con el fin de garantizar los límites establecidos. El procedimiento empleado deberá ser presentado y aprobado durante la primera etapa de la auditoría y pruebas por la firma auditora. (Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 5.6)
SECCIÓN 5 INFORMACIÓN QUE EL COGENERADOR DEBE PRESENTAR PARA APROBACIÓN ANTES DE LA PRIMERA PRUEBA ARTÍCULO 3.14.3.2.5.1. DIAGRAMA DEL PROCESO E INSTRUMENTACIÓN (P&ID) DE COGENERACIÓN. El diagrama del proceso debe contener al menos: a) Indicación de todos los puntos de mediciones de entrada y de entrega de combustibles a todos los procesos que demanden combustible, con la identificación de la línea de suministro de combustibles al proceso de cogeneración; b) Identificación de los distribuidores y líneas de vapor a presiones diferentes para diferenciar el calor útil del proceso de cogeneración del suministro de otra energía térmica del proceso industrial; c) Líneas de vapor desde calderas a turbinas, con todos los puntos de medición de entrega de vapor; d) Líneas de vapor de las extracciones de la(s) turbina(s) de vapor, con indicación los equipos y/o distribuidores a los cuales se alimenta con este vapor, con las mediciones correspondientes;
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e) Líneas de agua de alimentación, retornos de condensado y de reposición del ciclo; f) Líneas de interconexión con los elementos de corte, regulación y/o control de vapor, agua y demás medios de transporte de energía térmica entre las diferentes etapas de procesos térmicos, con los puntos de medición. (Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 6.1)
ARTÍCULO 3.14.3.2.5.2. CARACTERÍSTICAS DE LA INSTRUMENTACIÓN PARA MEDIDAS. a) Características de la instrumentación instalada para medición de cantidades de combustible, indicando en el diagrama su ubicación y etiqueta de identificación; b) Características de la instrumentación instalada para medición de caudales, presiones y temperaturas de vapor, de agua y/o de otros medios de transporte de energía térmica, indicando en el diagrama su ubicación y etiqueta de identificación; c) Características de la instrumentación instalada para medición de energía eléctrica, indicando en el diagrama su ubicación y etiqueta de identificación. (Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 6.2)
ARTÍCULO 3.14.3.2.5.3. VARIABLES DEL PROCESO CALCULADAS. a) Cuando la planta no disponga de medida se deberá presentar el método de cálculo de energía primaria de cogeneración si el combustible principal no es exclusivo para el proceso de cogeneración; b) Indicar y presentar el método de cálculo del Calor Útil de cogeneración suministrado al proceso cuando no exista medición de las variables requeridas. (Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 6.3)
SECCIÓN 6 PROCEDIMIENTO DE LA PRUEBA
SUBSECCIÓN 1 INTRODUCCIÓN (descripción no original) ARTÍCULO 3.14.3.2.6.1.1. INTRODUCCIÓN (descripción no original). La prueba se realizará a máxima capacidad y se iniciará una vez el operador considere que los parámetros de operación de la unidad se encuentran estables. En las centrales que realicen quema alternada o combinada de combustible, la prueba deberá realizarse a máxima capacidad con su combustible principal para cogeneración. En el caso de plantas que requieran de la quema simultánea de combustibles para su operación, podrán emplear estos para la prueba.
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(Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 7)
SUBSECCIÓN 2 CONDICIONES DE LA MEDICIÓN ARTÍCULO 3.14.3.2.6.2.1. CONDICIONES DE LA MEDICIÓN. Las mediciones deberán realizarse con la instrumentación definida y aprobada junto con el diagrama del proceso e instrumentación mencionado en el numeral 6.1 de este procedimiento, la cual debe quedar plenamente identificada por su etiqueta y establecida su localización. En el documento aprobado igualmente quedará establecida y aprobada la posibilidad de determinar algunos valores por medio de cálculos en los casos en los cuales la medida directa no sea viable por razones de instalación y siempre y cuando este cálculo arroje valores de buena confiabilidad. (Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 7.1)
SUBSECCIÓN 3 UNIDADES A GAS NATURAL O COMBUSTIBLE LÍQUIDO ARTÍCULO 3.14.3.2.6.3.1. UNIDADES A GAS NATURAL O COMBUSTIBLE LÍQUIDO. La prueba de las unidades que operan con gas natural o combustible líquido tendrá una duración de dos (2) horas. Durante la prueba se tomarán lecturas acumuladas, que serán base de los cálculos de Energía Primaria, Calor Útil y la energía de cogeneración y lecturas instantáneas que servirán primordialmente para verificar que las condiciones de operación de la unidad permanezcan estables durante la prueba. Las lecturas acumuladas de cada una de las variables medidas, tanto iniciales como finales, deben realizarse de forma simultánea. (Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 7.2)
ARTÍCULO 3.14.3.2.6.3.2. LECTURAS ACUMULADAS. a) Se medirá la energía eléctrica de cogeneración en bornes del generador, utilizando los instrumentos propios de la planta. Esta energía se medirá haciendo la diferencia entre las lecturas inicial y final del contador de la unidad; b) Se medirá el consumo de combustibles registrados durante la prueba haciendo la diferencia entre las lecturas acumuladas iniciales y finales en los medidores correspondientes, según el combustible utilizado. Esta medición del combustible consumido en el período de la prueba se efectuará en pies cúbicos para el gas y galones, kilogramos, metros cúbicos o libras para combustibles líquidos y será la utilizada para los cálculos; c) Se medirá el suministro de calor útil en el fluido transportador de calor durante la prueba (vapor, agua, aceite térmico, etc.) haciendo la diferencia entre las lecturas acumuladas iniciales y finales en los medidores correspondientes. Estas lecturas se deben complementar con las de lecturas de presiones y temperaturas en los puntos de control.
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Cuando los equipos de medición tengan software que permita el registro automático de las mediciones, serán estos los valores oficiales de la prueba. (Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 7.2.1)
ARTÍCULO 3.14.3.2.6.3.3. LECTURAS INSTANTÁNEAS. Se tomarán lecturas instantáneas, cada quince (15) minutos, del flujo de combustible, generación bruta (en bornes de generador), y de los fluidos transportadores de calor. Los promedios de las lecturas de la presión, temperatura de los fluidos transportadores de calor se utilizarán para los cálculos. (Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 7.2.2)
ARTÍCULO 3.14.3.2.6.3.4. MUESTREO DE COMBUSTIBLE. Se tomarán dos muestras de gas o del combustible líquido utilizado, una al inicio y la otra al final de la prueba. La toma de muestras será supervisada por un representante de la Auditoría. Los análisis de las muestras deberán ser practicados en un laboratorio acreditado. El auditor vigilará la toma de las muestras, pero es responsabilidad del cogenerador remitirlas al laboratorio para su análisis, cuyos resultados deberán ser de igual forma enviados por el cogenerador al Auditor. Los análisis de laboratorio deberán especificar lo siguiente: a) Poder calorífico volumétrico ideal y real, bruto y neto (HHV y LHV), para el caso del gas natural; b) Poder calorífico Bruto (HHV) del combustible líquido; c) Poder calorífico Neto (LHV) calculado a partir del bruto y del contenido de hidrógeno, del combustible líquido; d) Gravedad específica del combustible líquido. (Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 7.2.3)
SUBSECCIÓN 4 UNIDADES QUE CONSUMEN COMBUSTIBLE SÓLIDO ARTÍCULO 3.14.3.2.6.4.1. UNIDADES QUE CONSUMEN COMBUSTIBLE SÓLIDO. Las pruebas de las unidades que operan con combustible sólido tendrán una duración de dos (2) horas, cuando la medición del combustible se haga por medio de alimentadores gravimétricos, o cuando la medición del volumen se haga por medio de alimentadores volumétricos, siempre y cuando la densidad del combustible sólido la certifique un laboratorio acreditado. Durante la prueba se tomarán lecturas acumuladas, que serán la base de los cálculos de Energía Primaria, Calor Útil y la energía de cogeneración y lecturas instantáneas que servirán
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primordialmente para verificar que las condiciones de operación de la unidad permanezcan estables durante la prueba. Las lecturas acumuladas de cada una de las variables medidas, tanto iniciales como finales, deben realizarse de forma simultánea. (Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 7.3)
ARTÍCULO 3.14.3.2.6.4.2. LECTURAS ACUMULADAS. a) Se medirá la energía eléctrica de cogeneración en bornes del generador, utilizando los instrumentos propios de la planta. Esta energía se medirá haciendo la diferencia entre las lecturas inicial y final del contador de la unidad; b) Para la medición de los consumos de combustible en las centrales que cuentan con alimentadores gravimétricos de combustible sólido o alimentadores volumétricos que permitan medir el volumen consumido, se tomarán las lecturas acumuladas inicial y final de estos equipos. En las centrales a combustible sólido que no cuenten con alimentadores gravimétricos o volumétricos para medir la cantidad de combustible sólido consumido durante la prueba se podrá utilizar el Método de Tolvas Llenas previsto en el Numeral 7.3.2 de este Anexo. En caso de no disponer de los dos métodos anteriores, se podrán realizar balances de masas y energía, siempre y cuando la determinación de las cantidades globales de entrada de combustible provenga de equipos de pesaje con calibración vigente. El procedimiento que se aplique debe previamente ser sometido a conocimiento y aprobación del auditor; c) Se medirá el suministro de calor útil en el fluido transportador de calor durante la prueba (vapor, agua, aceite térmico, etc.), haciendo la diferencia entre las lecturas acumuladas iniciales y finales en los medidores correspondientes. Estas lecturas se deben complementar con las de lecturas de presiones y temperaturas en los puntos de control. (Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 7.3.1)
ARTÍCULO 3.14.3.2.6.4.3. MÉTODO DE TOLVAS LLENAS. Este método consiste en determinar al inicio de la prueba un nivel de referencia en las tolvas, en el cual se rasa el material homogéneamente, se suspende la alimentación a las tolvas y se da inicio a la prueba. Al término de la prueba se repondrá la cantidad de combustible faltante hasta el nivel inicial de referencia de las tolvas, haciendo simultáneamente el pesaje, mediante la báscula instalada en la banda transportadora. La medida resultante en la báscula será equivalente al combustible sólido consumido durante la prueba. Para la utilización del método de tolvas llenas se deben tener en cuenta los siguientes aspectos: a) Al inicio de la prueba se determinará el nivel de referencia de las tolvas; b) Durante el transcurso de la prueba se alimentan periódicamente las tolvas, regresando cada vez el nivel original que tenían al comenzar la prueba, haciendo simultáneamente el pesaje, mediante la báscula instalada en la banda transportadora;
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c) Cuando se supere el tiempo mínimo establecido de dos (2) horas para la prueba y el nivel de las tolvas se encuentre en situación original, se tomarán simultáneamente las lecturas del combustible sólido que ha sido pesado en la báscula, del contador de energía eléctrica cogenerada y la hora exacta. (Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 7.3.2)
ARTÍCULO 3.14.3.2.6.4.4. LECTURAS INSTANTÁNEAS. Se tomarán lecturas instantáneas de consumo de combustible, cada quince (15) minutos. Se tomarán lecturas instantáneas, cada quince (15) minutos, de la generación bruta (en bornes de generador), y de los fluidos transportadores de calor. Los promedios de las lecturas de la presión, temperatura de los fluidos transportadores de calor se utilizarán para los cálculos pertinentes. Los datos instantáneos de flujo de combustible sirven solamente para comprobar la carga estable de la unidad. (Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 7.3.3)
ARTÍCULO 3.14.3.2.6.4.5. MUESTREO DE COMBUSTIBLE. En las centrales que operan con combustible sólido en las que existan facilidades para tomar muestras del combustible sólido que está entrando a la caldera, en la parte inferior de las tolvas o en los alimentadores, se tomarán muestras cada treinta (30) minutos. Mientras se implementan las facilidades para la toma de muestras en las plantas que no cuenten con ellas, se deberá tomar al menos dos (2) muestras (al iniciar y al finalizar la prueba) en el sistema de transporte de combustible, antes de las tolvas alimentadoras o del equipo que haga sus veces. El procedimiento que se aplique deberá ser sometido previamente a conocimiento y aprobación del auditor. Las muestras recolectadas serán homogeneizadas y cuarteadas de manera que se obtenga una muestra promedio del combustible sólido utilizado durante la prueba, que será dividida en dos partes: una de ellas será enviada a un laboratorio acreditado y la otra será reservada como testigo en la respectiva central, por lo menos durante tres meses. Los análisis de laboratorio deberán especificar lo siguiente: a) Análisis próximo; b) Análisis último; c) Poder calorífico bruto y neto (HHV y LHV) (Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 7.3.4)
SECCIÓN 7 FORMATOS DE LA PRUEBA ARTÍCULO 3.14.3.2.7.1. FORMATOS DE LA PRUEBA.
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(Fuente: R CREG 047/11, ANEXO Num. 8)
PARTE 15 AUTOGENERACIÓN A GRAN ESCALA EN EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL (SIN) (descripción no original)
TÍTULO 1 DISPOSICIONES GENERALES
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ARTÍCULO 3.15.1.1. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución se aplica al autogenerador a gran escala, que se encuentra conectado al SIN. Así mismo, se adoptan algunas condiciones aplicables a otros agentes. PARÁGRAFO. Hasta tanto la UPME no determine el límite y se expida por el Ministerio de Minas y Energía la política aplicable para la autogeneración a pequeña escala, así como por la CREG la reglamentación correspondiente, todos los autogeneradores serán considerados como autogenerador a gran escala. (Fuente: R CREG 024/15, Art. 1)
ARTÍCULO 3.15.1.2. ACTIVIDAD DE AUTOGENERACIÓN EN EL SIN. Un agente será considerado como autogenerador cuando la energía producida para atender el consumo propio se entregue sin utilizar activos de uso de distribución y/o transmisión. El autogenerador podrá utilizar los activos de uso de distribución y/o transmisión para entregar los excedentes de energía y para el uso de respaldo. Los activos de generación pueden o no ser propiedad del autogenerador. PARÁGRAFO: Los activos de generación que sean utilizados para atender un consumo propio, podrán entregar los excedentes únicamente en la frontera de generación asociada al autogenerador, que deberá corresponder al punto de conexión donde demanda energía. (Fuente: R CREG 024/15, Art. 3)
TÍTULO 2 CONDICIONES DE CONEXIÓN Y MEDIDA ARTÍCULO 3.15.2.1. CONDICIONES PARA LA CONEXIÓN AL SIN DEL AUTOGENERADOR A GRAN ESCALA. Las condiciones para la conexión al STN del autogenerador a gran escala serán las contenidas en la Parte 4.4 y las establecidas en el anexo denominado código de conexión de la Parte 7.1. Para la conexión a los STR o SDL serán las contenidas en la Parte 4.4 y en el numeral 4 del anexo general de la Resolución CREG 070 de 1998 , y todas aquellas que las modifiquen o sustituyan. El contrato de conexión entre el transmisor o distribuidor y el autogenerador a gran escala se acordará libremente entre las partes. Cuando un operador de red o un transportador no cumpla con los tiempos y las condiciones establecidos en las Resoluciones CREG 025 de 1994 , 070 de 1998, Parte 4.4 y Título 6.1.3 para las condiciones de conexión, podrá ser considerada como una práctica restrictiva de la competencia. El autogenerador a gran escala podrá solicitar a la CREG la imposición de una servidumbre de acceso o de interconexión, conforme a lo señalado en el artículo 39.4 de la Ley 142 de 1994.
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PARÁGRAFO. Cuando un usuario que esté conectado a la red quiera convertirse en autogenerador a gran escala, solo lo podrá hacer si realiza el proceso de conexión como autogenerador y cumple las condiciones establecidas para este proceso. (Fuente: R CREG 024/15, Art. 4)
ARTÍCULO 3.15.2.2. SISTEMAS DE MEDIDA. La frontera de comercialización y la frontera de generación del autogenerador a gran escala deberán cumplir con lo establecido en el código de medida, Parte 9.1. Es requisito indispensable para acceder al mercado, que el autogenerador a gran escala instale un equipo de medición con capacidad para efectuar tele medida, de modo que permita determinar la energía demandada y entregada hora a hora, de acuerdo con los requisitos establecidos en el código de medida del código de redes y el reglamento de distribución. (Fuente: R CREG 024/15, Art. 5)
ARTÍCULO 3.15.2.3. FRONTERAS COMERCIALES. El agente que represente al autogenerador a gran escala, comercializador o generador, deberá cumplir con lo establecido en el Título 3.9.2, y demás normas que la modifiquen o complementen, para registrar su frontera de comercialización y su frontera de generación. En el registro de la frontera de generación, el representante de la frontera deberá informar el autogenerador y la planta asociados a la misma. (Fuente: R CREG 024/15, Art. 6)
TÍTULO 3 CONDICIONES DE RESPALDO Y SUMINISTRO DE ENERGÍA ARTÍCULO 3.15.3.1. CONDICIONES PARA EL ACCESO AL RESPALDO DE LA RED. El autogenerador estará obligado a suscribir un contrato de respaldo con el operador de red o transportador al cual se conecte, acorde con las condiciones de la conexión. El operador de red o el transportador deberán prestar el servicio de respaldo a los autogeneradores cuyas plantas se encuentren ubicadas en su mercado, cuando estos lo requieran. El operador de red o el transportador dispondrán de formatos estándar para los contratos de respaldo y deberán cumplir lo dispuesto en la Parte 5.7, o aquella que la modifique, adicione o sustituya. (Fuente: R CREG 024/15, Art. 7)
ARTÍCULO 3.15.3.2. USO DEL RESPALDO. Se entenderá que un autogenerador usa el servicio de respaldo cuando utiliza la red para consumo en cualquier hora. (Fuente: R CREG 024/15, Art. 8)
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ARTÍCULO 3.15.3.3. PRECIOS PARA LOS SERVICIOS DE RESPALDO. Los precios correspondientes al servicio de respaldo se definirán por mutuo acuerdo en el contrato celebrado entre el autogenerador y el operador de red o transportador. (Fuente: R CREG 024/15, Art. 9)
ARTÍCULO 3.15.3.4. SUMINISTRO DE ENERGÍA. Para el suministro de energía, los precios se acordarán libremente entre las partes conforme a la regulación aplicable. El autogenerador deberá ser representado por un comercializador para consumir energía de la red y podrá celebrar contratos para asegurar el suministro de energía de su demanda. En ningún caso podrá ser atendido como usuario regulado y en consecuencia en la liquidación que realiza el ASIC, la energía consumida por el autogenerador no podrá ser incluida como parte de la demanda regulada atendida por el comercializador respectivo. (Fuente: R CREG 024/15, Art. 10)
ARTÍCULO 3.15.3.5. CUBRIMIENTO DEL CARGO POR CONFIABILIDAD. Cuando se presenten condiciones de escasez, la energía que consuma del SIN un autogenerador y que sea superior a su línea base de consumo, calculada como lo establece la Sección 3.16.8.6.6, será liquidada al comercializador que atiende la demanda del autogenerador al precio de bolsa, es decir, sin el cubrimiento del precio de escasez ponderado de que trata el artículo 3.16.7.4 de esta resolución. El comercializador podrá trasladar este costo al autogenerador. El valor adicional recaudado, cuando el Precio de Bolsa sea mayor que el precio de escasez de activación y las Obligaciones de Energía Firme asignadas sean mayores que la Demanda Total Doméstica, la cual incluirá el consumo de los autogeneradores, será trasladado al sistema como un menor valor del costo de restricciones asignado a cada comercializador que atiende la demanda total doméstica en proporción de su demanda comercial. Este valor será calculado como el producto de la energía superior a la línea base de consumo en cada hora y la diferencia entre el precio de escasez ponderado y el precio de bolsa en cada hora específica. En caso de no contar con información de línea base de consumo, se tomará el mayor valor entre cero y la energía que se puede entregar en cada hora medida como la diferencia entre la capacidad de conexión menos la capacidad efectiva de la planta. (Fuente: R CREG 024/15, Art. 11) (Fuente: R CREG 140/17, Art. 26)
TÍTULO 4 CONDICIONES PARA LOS AUTOGENERADORES A GRAN ESCALA QUE ENTREGAN EXCEDENTES ARTÍCULO 3.15.4.1. ENTREGA DE ENERGÍA EXCEDENTE. El autogenerador a gran escala que quiera entregar excedentes a la red deberá ser representado por un generador en el mercado mayorista, en cuyo caso las partes acordarán libremente las condiciones de dicha representación. Se aplicarán las condiciones establecidas para plantas no despachadas centralmente si la potencia máxima declarada es menor a 20 MW, y en caso contrario, las establecidas para las plantas despachadas centralmente.
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(Fuente: R CREG 024/15, Art. 12)
ARTÍCULO 3.15.4.2. POTENCIA MÁXIMA DECLARADA. Será el valor declarado al Centro Nacional de Despacho (CND) por el agente que representa al autogenerador, en el momento del registro de la frontera de generación del autogenerador y se expresará en MW, con una precisión de dos decimales. Este valor será la máxima capacidad que se puede entregar a la red en la frontera de generación del autogenerador, en todo caso, será igual o inferior a la potencia establecida en el contrato de conexión. Este valor podrá ser actualizado, para lo cual se deberá informar el cambio al CND con seis meses de anticipación y cumplir con las condiciones de modificación de la conexión. (Fuente: R CREG 024/15, Art. 13)
ARTÍCULO 3.15.4.3. CAMBIO DEL VALOR DE POTENCIA MÁXIMA DECLARADA. Cuando una planta de un autogenerador que haya declarado una potencia máxima menor a 20 MW presente entregas de potencia promedio en período horario a la red mayor a dicho límite en cinco horas, continuas o discontinuas, en un período de treinta (30) días calendario consecutivos, sin que esta entrega de energía haya sido solicitada por el administrador del mercado, se modificará el valor de potencia máxima declarada. El ASIC será responsable de realizar este procedimiento. El nuevo valor de potencia máxima declarada corresponderá al promedio simple de la potencia promedio en período horario de las cinco primeras horas donde se superó el límite de 20 MW. Por lo tanto, la planta quedará sometida a las reglas aplicables para las plantas que son despachadas centralmente a partir del primer día del siguiente mes calendario y con una vigencia de seis meses. (Fuente: R CREG 024/15, Art. 14)
ARTÍCULO 3.15.4.4. INFORMACIÓN PARA EL OPERADOR DEL MERCADO. Para reportar la energía excedente entregada al SIN, el generador que represente al autogenerador cumplirá las disposiciones establecidas en el Reglamento de Operación aplicables a los generadores. Se aplicarán las condiciones de información establecidas para plantas no despachadas centralmente si la potencia máxima declarada es menor a 20 MW y, en caso contrario, las establecidas para las plantas despachadas centralmente. (Fuente: R CREG 024/15, Art. 15)
ARTÍCULO 3.15.4.5. PARTICIPACIÓN EN EL CARGO POR CONFIABILIDAD. El autogenerador que pueda garantizar energía firme adicional a la que requiere para respaldar su propia demanda, podrá acceder al pago del cargo por confiabilidad. Para efectos del cargo por confiabilidad y sin perder su naturaleza de autogenerador, tendrá que seguir las normas aplicables a los generadores del mercado mayorista establecidas en la Parte 3.16. Para los autogeneradores que hayan declarado una potencia máxima para la energía que entrega a la red menor a 20 MW se seguirá lo establecido en la regulación vigente para las
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plantas no despachadas centralmente. PARÁGRAFO. En resolución independiente la Comisión definirá el mecanismo para establecer la energía firme de los autogeneradores con base en la tecnología utilizada para generar energía, su demanda y su variación. (Fuente: R CREG 024/15, Art. 16)
ARTÍCULO 3.15.4.6. OTROS PAGOS A CARGO DEL AUTOGENERADOR. Además de los establecidos en esta resolución el autogenerador deberá pagar los costos establecidos para los generadores en la Parte 3.2 y en el código de redes, Parte 7.1, así como las resoluciones que las modifiquen o sustituyan, para lo cual se tendrá en cuenta la declaración hecha al CND. Se aplicarán las condiciones establecidas para plantas no despachadas centralmente si la potencia máxima declarada es menor a 20 MW, y en caso contrario, las establecidas para las plantas despachadas centralmente. (Fuente: R CREG 024/15, Art. 17)
TÍTULO 5 DISPOSICIONES FINALES ARTÍCULO 3.15.5.1. TRANSICIÓN. Los agentes que son autogeneradores a la fecha de publicación de esta resolución y quieran entregar excedentes deberán cumplir con lo establecido en la presente resolución. Los autogeneradores a gran escala que no entreguen excedentes contarán con un plazo de seis meses, a partir de la fecha en que la UPME defina el límite máximo de potencia de la autogeneración a pequeña escala, para cumplir con las condiciones establecidas en la presente resolución. (Fuente: R CREG 024/15, Art. 18)
PARTE 16 METODOLOGÍA PARA LA REMUNERACIÓN DEL CARGO POR CONFIABILIDAD EN EL MERCADO MAYORISTA DE ENERGÍA (descripción no original)
TÍTULO 1 OBJETO (descripción no original) ARTÍCULO 3.16.1.1. OBJETO. Mediante la presente resolución se adopta la metodología y otras disposiciones para la remuneración del Cargo por Confiabilidad en el Mercado Mayorista de Energía. Las normas contenidas en esta resolución hacen parte del Reglamento de Operación. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 1)
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TÍTULO 2 OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME
CAPÍTULO 1 DISPOSICIONES GENERALES (descripción no original) ARTÍCULO 3.16.2.1.1. CÁLCULO DEL MONTO DE LA OBLIGACIÓN. La Obligación de Energía Firme de un generador, exigible en cada uno de los meses, los días o las horas, según sea el caso, durante el Período de Vigencia de la Obligación, se calculará teniendo en cuenta la ENFICC que comprometió en la Subasta, o en el mecanismo que haga sus veces, y el total de la energía asignada en esa Subasta. Dicho cálculo se efectuará aplicando lo establecido en los numerales 1.1, 1.2 y 1.3 del Anexo 1 R_CREG_0071_2006 - ANEXO 1*NO EXISTE EL BOOKMARK de esta resolución. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 3)
ARTÍCULO 3.16.2.1.2. PRECIO DE ESCASEZ. El Precio de Escasez se determinará y actualizará mensualmente de conformidad con la metodología establecida en el numeral 1.4 del Anexo 1 R_CREG_0071_2006 - ANEXO 1*NO EXISTE EL BOOKMARK de esta resolución. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 4)
ARTÍCULO 3.16.2.1.3. PERÍODO DE VIGENCIA DE LA OBLIGACIÓN. El período de vigencia de la obligación para el caso de las plantas y/o unidades de generación existentes será de un año, que inicia el día siguiente a la fecha en que finaliza el Período de Planeación. Para plantas y/o unidades de generación existentes con obras, especiales y nuevas, el propietario o quien las representa comercialmente, elegirá el período de vigencia de la obligación para ese recurso en particular, que podrá ser: i) Entre uno y veinte (20) años para las plantas y/o unidades nuevas. Para determinar el Período de Vigencia de la Obligación, el ASIC lo calculará aplicando las siguientes fórmulas: PVOPN = PVOE – máximo (AFT, AFG) PVOPN
Período de Vigencia de la Obligación para planta nueva
PVOE
Período de Vigencia de la Obligación elegido por el agente, el cual va de 1 a 20 años.
AFT
Años de fabricación de la turbina contados desde la fecha de fabricación hasta la fecha de entrada en operación comercial de la planta.
AFG
Años de fabricación del generador contados desde la fecha de fabricación hasta la fecha de entrada en operación comercial de la planta.
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Si la turbina y el generador son fabricados con posterioridad a la fecha de la subasta, las variables AFT y AFG serán cero (0). ii) Entre uno y diez (10) años para las plantas y/o unidades especiales. iii) Entre uno y cinco (5) años para las existentes con obras. Estos plazos se contarán a partir de la fecha de finalización del período de planeación de la asignación en el período de transición, de la subasta o del mecanismo que haga sus veces, por medio del cual se asignó la obligación de energía firme. Una vez elegido este período, no podrá ser modificado. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 5) (Fuente: R CREG 161/11, Art. 2) (Fuente: R CREG 139/11, Art. 2) (Fuente: R CREG 085/07, Art. 1)
ARTÍCULO 3.16.2.1.4. CONDICIONES PARA ACCEDER A LA CALIFICACIÓN DE PLANTA Y/O UNIDAD DE GENERACIÓN ESPECIAL DESPUÉS DE UNA REPOTENCIACIÓN. La repotenciación de una planta y/o unidad de generación dará lugar a que dicho activo sea considerado Planta y/o Unidad de Generación Especial si cumple cualquiera de estas condiciones: 1. Si la ENFICC de la planta y/o unidad de generación es menor o igual a 2 TWh-año, el incremento de la ENFICC por la repotenciación debe ser mayor o igual al 40% de la misma. 2. Si la ENFICC de la planta y/o unidad de generación es mayor a 2TWh-año, el incremento de la ENFICC por la repotenciación debe ser mayor o igual a 0.8 TWh (Fuente: R CREG 071/06, Art. 6)
ARTÍCULO 3.16.2.1.5. OBLIGACIONES ADICIONALES PARA LOS AGENTES CON PLANTAS Y/O UNIDADES DE GENERACIÓN NUEVAS O ESPECIALES. Además de las establecidas en otros artículos de esta resolución, los agentes con plantas y/o unidades de generación nuevas o especiales a quienes les hayan sido asignadas obligaciones de energía firme, tendrán las siguientes obligaciones: 1. Poner en operación comercial la planta y/o unidad de generación a más tardar en la fecha de inicio del Período de Vigencia de la Obligación y con la ENFICC asignada en la Subasta. 2. Cumplir el cronograma de construcción o repotenciación de la planta y la Curva S. 3. Pagar el costo de la auditoría establecida en el artículo 3.16.2.1.6 de esta resolución, periódicamente en forma anticipada. El incumplimiento en el pago de la auditoría, dará lugar a la ejecución de la garantía a que se refiere el numeral 4 de este artículo y la pérdida para el generador de la Obligación de Energía Firme y la remuneración asociada a ella. 4. Constituir y mantener vigente la garantía de cumplimiento de la fecha de inicio de la operación comercial de las plantas o unidades de generación en instalación o por instalar o repotenciar con la ENFICC asignada en la Subasta, y del pago de la auditoría. Estas garantías deben cumplir las disposiciones contenidas en el Capítulo VIII de esta
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resolución. 5. Haberse constituido en Empresa de Servicios Públicos con anterioridad al plazo fijado por la CREG para el otorgamiento de las garantías exigibles para el cumplimiento de las Obligaciones de Energía Firme. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 7) (Fuente: R CREG 061/07, Art. 12)
ARTÍCULO 3.16.2.1.6. AUDITORÍA PARA PLANTAS Y/O UNIDADES DE GENERACIÓN NUEVAS O ESPECIALES. La obligación de cumplir con la Curva S, con el cronograma de construcción o repotenciación de la planta o unidad de generación y con la puesta en operación de la misma, será objeto de verificación mediante una auditoría que deberá ser contratada por el Administrador de la Subasta de acuerdo con las disposiciones contenidas en el numeral 1.5 del Anexo 1 de esta resolución. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 8) (Fuente: R CREG 122/16, Art. 5)
ARTÍCULO 3.16.2.1.7. EFECTOS DEL INCUMPLIMIENTO DEL CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN O DE REPOTENCIACIÓN, O DE LA PUESTA EN OPERACIÓN DE LA PLANTA. El incumplimiento de las obligaciones relacionadas con el cronograma de construcción o con la puesta en operación de la planta o unidad de generación producirá los siguientes efectos: 1. La no presentación del cronograma de construcción o de repotenciación de la planta o unidad de generación en el plazo estipulado en el numeral 2.2 del Anexo 2 R_CREG_0071_2006 - ANEXO 2*NO EXISTE EL BOOKMARK de esta resolución, o de la curva S del proyecto, dará lugar a la descalificación del agente para participar en la respectiva Subasta. 2. El retraso en el cronograma de construcción o repotenciación de la planta o unidad de generación frente a la Curva S que no constituya incumplimiento grave e insalvable, dará lugar al ajuste de la garantía de conformidad con los procedimientos que se definan en el Reglamento de Garantías para el Cargo por Confiabilidad de que trata el artículo 8.3.1.3R_CREG_0071_2006 - 78*NO EXISTE EL ARCHIVO .RTF de esta resolución. 3. El incumplimiento grave e insalvable de la puesta en operación de la planta o unidad de generación dará lugar a: a) La ejecución de la garantía; b) La pérdida para el generador de la asignación de la Obligación de Energía Firme y la remuneración asociada a ella. 4. Cuando la fecha de puesta en operación de la planta, determinada por el auditor, sea posterior a la fecha de inicio del Período de Vigencia de la Obligación y no constituya incumplimiento grave e insalvable, el agente deberá garantizar el cumplimiento de su Obligación de Energía Firme a través de un contrato con uno o algunos de los anillos de seguridad, vigente desde la fecha de inicio del Período de Vigencia de la Obligación y hasta la nueva fecha de puesta en operación de la planta. La omisión en la obligación de garantizar la Obligación de Energía Firme a través de un contrato con uno o algunos de los anillos de
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seguridad dará lugar a que el incumplimiento se considere grave e insalvable con las consecuencias previstas en el numeral 3 de este artículo. PARÁGRAFO. En el caso del incumplimiento grave e insalvable que se determina cuando el informe del auditor indica que la puesta en operación de la planta o unidad de generación tendrá un atraso mayor a un año, contado a partir de la fecha de inicio del Periodo de Vigencia de la Obligación, la CREG, con el propósito de establecer plenamente la existencia del incumplimiento, determinar sus consecuencias y garantizar el derecho de defensa de los afectados, agotará el trámite previsto en los artículos 106 y ss. de la Ley 142 de 1994 y, en lo no previsto en ellos, aplicará las normas de la parte primera del Código Contencioso Administrativo que sean compatibles. En firme la decisión definitiva sobre la actuación y determinada la existencia del incumplimiento, se comunicará la decisión al ASIC y este adoptará las medidas correspondientes de acuerdo con la Parte 3.16 y las normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 9) (Fuente: R CREG 153/11, Art. 2) (Fuente: R CREG 061/07, Art. 13)
ARTÍCULO 3.16.2.1.8. CONDICIONES DE OPERACIÓN DE LAS PLANTAS Y/O UNIDADES DE GENERACIÓN NUEVAS O ESPECIALES. Una vez entre en operación la planta o unidad de generación que respalda la Obligación de En ergía Firme, el generador quedará sometido al cumplimiento de todas las reglas de operación y en general a toda la regulación aplicable para las plantas existentes en el Sistema Interconectado Nacional y en el Mercado Mayorista de Energía. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 10)
ARTÍCULO 3.16.2.1.9. RETIRO DE AGENTES DEL MERCADO MAYORISTA DE ENERGÍA QUE TENGAN ASIGNADAS OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME. Durante el Período de Vigencia de la Obligación de Energía Firme, el agente podrá retirarse del mercado mayorista cuando haya enajenado la planta o unidad que respalda la Obligación de Energía Firme y haya cedido al adquirente los compromisos y derechos derivados de la Obligación asignada. La cesión solamente se podrá hacer a agentes generadores inscritos en el mercado mayorista, que cumplan con la normatividad vigente para su participación en el mismo. El agente cedente deberá mantener vigentes las garantías asociadas a la Obligación de Energía Firme asignada y será el responsable del cumplimiento de dicha Obligación, hasta cuando el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales acepte las garantías que deberá otorgar el cesionario en condiciones equivalentes a las exigidas al cedente. El procedimiento y demás disposiciones aplicables al retiro del agente cuando tiene asignadas Obligaciones de Energía Firme se detallan en el numeral 1.6.1 del Anexo 1 de esta resolución. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 11)
ARTÍCULO 3.16.2.1.10. RETIRO DEL MERCADO MAYORISTA DE ENERGÍA DE AGENTES QUE NO TENGAN OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME ASIGNADAS. Las causales de retiro, las responsabilidades a que da lugar y las demás reglas para el retiro de un agente del Mercado Mayorista de Energía cuando no tiene asignadas Obligaciones de Energía Firme,
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serán las previstas en el numeral 1.6.2 del Anexo 1 R_CREG_0071_2006 - ANEXO 1*NO EXISTE EL BOOKMARK de esta resolución, que modifica el artículo 3.2.1.12 de esta resolución. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 12)
ARTÍCULO 3.16.2.1.11. ENAJENACIÓN DE PLANTAS O UNIDADES DE GENERACIÓN QUE RESPALDAN OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME ASIGNADAS, SIN RETIRO DEL AGENTE DEL MERCADO MAYORISTA DE ENERGÍA. Cuando se enajenen plantas y/o unidades de generación que respaldan una Obligación de Energía Firme asignada y el agente no se retire del mercado, se dará aplicación a lo dispuesto en el artículo 11 de esta resolución en lo relacionado con la cesión y la responsabilidad por el cumplimiento de la Obligación de Energía Firme asignada, sin perjuicio del cumplimiento de la normatividad vigente para las fusiones, adquisición de propiedad accionaria o de activos de generación. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 13)
ARTÍCULO 3.16.2.1.12. RETIRO DE PLANTAS O UNIDADES DE GENERACIÓN QUE RESPALDAN OBLIGACIÓN DE ENERGÍA FIRME ASIGNADA. Cuando una planta o unidad de generación que respalda una Obligación de Energía Firme sale del Sistema, cualquiera que sea la causa que provoque su salida, el agente la podrá retirar del mercado mayorista, cuando haya garantizado el cumplimiento de la Obligación de Energía Firme asignada, a través de la cesión de las Obligaciones de Energía Firme a uno o varios agentes generadores inscritos en el mercado mayorista, que cumpla con la normatividad vigente para su participación en el mismo y para recibir asignaciones de OEF conforme a la regulación aplicable. El agente cedente de la OEF de la planta a retirar deberá mantener vigentes las garantías asociadas a la Obligación de Energía Firme asignada que tenga constituidas y será el responsable del cumplimiento de dicha Obligación, hasta cuando el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales acepte las garantías que deberá otorgar el cesionario en condiciones equivalentes a las exigidas al cedente. En estos eventos el retiro de la planta o unidad se hará efectivo previa notificación y coordinación con el CND. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 14) (Fuente: R CREG 070/14, Art. 4)
ARTÍCULO 3.16.2.1.13. RETIRO DE PLANTAS O UNIDADES DE GENERACIÓN QUE NO RESPALDAN OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME. Las plantas o unidades de generación que no respaldan Obligaciones de Energía Firme se podrán retirar libremente del mercado, previa notificación al CND y a la CREG. La reincorporación de la planta igualmente se podrá hacer previa notificación y coordinación con el CND. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 15)
ARTÍCULO 3.16.2.1.14. NORMAS COMUNES PARA EL RETIRO Y REINGRESO DE CUALQUIER PLANTA O UNIDAD DE GENERACIÓN. Se aplicarán las siguientes normas para el retiro y el reingreso de cualquier planta del Mercado Mayorista de Energía:
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1. Para el retiro de una planta o unidad de generación se aplicarán las siguientes reglas: a) Si el agente desea conservar la capacidad de transporte asignada, asociada a la planta o unidad de generación que va a ser retirada, hasta por un año, contado desde la fecha de retiro efectivo, deberá efectuar el depósito establecido en la regulación vigente. En caso contrario, perderá la capacidad de transporte asignada a partir del retiro efectivo; b) Al cabo de un año, contado desde la fecha en que se produjo el retiro de una planta o unidad, expirará la capacidad de transporte asignada que tenía en el Sistema Interconectado Nacional la planta o unidad de generación retirada, caso en el cual para la reincorporación de estos activos al sistema y al mercado, el agente deberá cumplir el procedimiento vigente para la asignación de la capacidad de transporte, y c) Cuando el retiro de una planta tenga como única causa la voluntad del agente, deberá informar por lo menos con tres (3) meses de antelación a la CREG, con copia al CND y al ASIC, la fecha prevista para el retiro. Si de acuerdo con el concepto del CND, el retiro de la planta o de la unidad de generación pueda comprometer la seguridad energética o eléctrica del Sistema Interconectado Nacional, el CND deberá identificar las medidas o inversiones necesarias que suplan la ausencia de esta generación e informar de tal situación al agente generador y a los demás agentes que puedan resultar afectados. El CND hará efectivo el retiro de la planta a partir de la fecha que el agente haya definido como fecha de retiro. 2. Para el reingreso de una planta o unidad de generación se aplicarán las siguientes reglas: a) Informar previamente a la CREG y al CND la intención de reincorporar la planta o unidad de generación al Sistema Interconectado Nacional; b) Coordinar previamente con el CND las pruebas y demás maniobras a que haya lugar, de acuerdo con el Reglamento de Operación; c) Cumplir previamente los requisitos exigidos en el Reglamento de Operación para la operación comercial en el Mercado Mayorista de Energía, y d) En caso de haber perdido la asignación de la capacidad de transporte deberá obtener nuevamente dicha asignación, cumpliendo el trámite previsto en la regulación vigente. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 16)
CAPÍTULO 2 POR EL CUAL SE DEFINEN CRITERIOS TÉCNICOS DE CALIDAD PARA LA OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE PLANTAS Y/O UNIDADES CON OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME ASIGNADAS ARTÍCULO 3.16.2.2.1. CRITERIOS TÉCNICOS DE CALIDAD PARA LA OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE PLANTAS Y/O UNIDADES CON OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME ASIGNADAS. Los agentes con plantas y/o unidades que respaldan Obligaciones de
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Energía Firme (OEF), deberán asegurar que la operación y mantenimiento de tales plantas y/o unidades se realice con sujeción a procedimientos estandarizados a partir de Sistemas de Gestión de la Calidad con certificación ISO 9001 o una equivalente con reconocimiento internacional, teniendo en lo siguiente: – Plantas existentes, en un plazo máximo de dos (2) años a partir de la fecha en que entre a regir la presente resolución. – Plantas nuevas, especiales y existentes con obras, en un plazo máximo de dos (2) años a partir de la fecha de entrada en operación comercial. La certificación deberá mantenerse vigente mientras tengan OEF asignadas. Esta certificación será requisito para recibir asignaciones de OEF a partir de las fechas anteriormente señaladas. (Fuente: R CREG 005/09, Art. 1)
TÍTULO 3 SUBASTA PARA LA ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME
CAPÍTULO 1 DISPOSICIONES GENERALES (descripción no original) ARTÍCULO 3.16.3.1.1. SUBASTA PARA LA ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME. Excepto en los casos previstos específicamente en esta resolución, las Obligaciones de Energía Firme se asignarán entre los agentes participantes mediante una Subasta de Obligaciones de Energía Firme. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 17)
ARTÍCULO 3.16.3.1.2. OPORTUNIDAD PARA LLEVAR A CABO LA SUBASTA O EL MECANISMO DE ASIGNACIÓN QUE HAGA SUS VECES. Durante el primer semestre de cada año la CREG verificará si la suma de la ENFICC de cada una de las plantas y/o unidades de generación es mayor o igual a la Demanda Objetivo calculada para el año que inicia el 1o de diciembre del año t+p, de acuerdo con lo establecido en el artículo 3.16.3.1.3R_CREG_0071_2006 - 19*NO EXISTE EL BOOKMARK de esta resolución. La CREG fijará, mediante resolución, la oportunidad en que el ASIC debe llevar a cabo la Subasta o el mecanismo de asignación que haga sus veces; así como el cronograma de las actividades que deben ejecutarse duran te los Períodos de Precalificación y de Planeación de la Subasta, o las fechas máximas de ejecución de las actividades asociadas al mecanismo de asignación, según sea el caso. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 18)
ARTÍCULO 3.16.3.1.3. PERÍODO DE PLANEACIÓN. Para una Subasta o el mecanismo de asignación que haga sus veces, que se realice en el año t, el Período de Planeación finalizará
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el treinta (30) de noviembre del año t+p. El valor de p será el que defina la CREG. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 19) (Fuente: R CREG 101/07, Art. 2)
ARTÍCULO 3.16.3.1.4. AGENTES HABILITADOS PARA PARTICIPAR EN LA SUBASTA O EN EL MECANISMO DE ASIGNACIÓN QUE HAGA SUS VECES. Unicamente podrán participar en la Subasta, o en el mecanismo de asignación que haga sus veces, aquellos agentes propietarios o que representen comercialmente plantas y/o unidades de generación a las cuales se les haya determinado la Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad, de acuerdo con la metodología establecida en el Capítulo IV de esta resolución; y que hayan cumplido con los siguientes requisitos según el tipo de planta o unidad de generación: 1. Plantas y/o unidades de generación Nuevas o Especiales. Los propietarios de plantas y/o unidades de generación nuevas o especiales, o quienes los representen comercialmente, deberán: a) Aportar Certificación expedida por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), en la que conste que el proyecto está inscrito en el registro de proyectos de generación de energía eléctrica, mínimo en la fase 2; b) Aportar Certificación expedida por la UPME, en la que conste la presentación ante esa entidad del estudio de conexión a la red de transmisión; c) Constituir una garantía de cumplimiento de la fecha de inicio de la operación comercial de la planta y/o unidad de generación en instalación o por instalar o repotenciar con la ENFICC que se le asigne en la Subasta. d) En el caso de plantas hidráulicas, deberán disponer de registros históricos, con una extensión mínima de veinte (20) años, de caudales promedio mensual de los ríos que aportan a la planta; e) Cumplir los pasos previstos del Período de Precalificación de la Subasta que se establecen en el artículo 3.16.11.2R_CREG_0071_2006 - ANEXO 2*NO EXISTE EL BOOKMARK de esta resolución. 2. Plantas y/o unidades de generación existentes: Los propietarios de plantas y/o unidades de generación térmicas existentes, o quienes los representen comercialmente, deberán: a) Entregar la garantía que asegure que presentará el contrato de combustible necesario para cubrir la Obligación de Energía Firme que le sea asignada en la subasta. b) Aportar copia de las licencias ambientales asociadas a la operación con el combustible o combustibles elegidos por el generador para respaldar su ENFICC. En caso de no ser requeridas por la autoridad ambiental pertinente los propietarios de la planta y/o unidad de generación o quien lo represente comercialmente deberán enviar una comunicación informando este hecho;
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c) Cumplir los pasos del Período de Precalificación de la Subasta que se establecen en el artículo 3.16.11.2R_CREG_0071_2006 - ANEXO 2*NO EXISTE EL BOOKMARK de esta resolución. PARÁGRAFO. Las plantas y/o unidades de generación no despachadas centralmente no participarán en la Subasta. Para los efectos de esta resolución, los Cogeneradores recibirán el mismo tratamiento de las Plantas no Despachadas Centralmente. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 20) (Fuente: R CREG 061/07, Art. 14)
ARTÍCULO 3.16.3.1.5. REGLAS APLICABLES A LA SUBASTA PARA LA ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME. Las Subastas para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme serán realizadas aplicando el artículo 3.16.11.3 R_CREG_0071_2006 - ANEXO 2*NO EXISTE EL BOOKMARK de esta resolución. PARÁGRAFO. Para los casos en los cuales a la apertura de la Subasta no se presenten agentes propietarios o que representan comercialmente plantas y/o unidades de generación nuevas, el Administrador de la Subasta la dará por terminada e informará a la CREG de conformidad con el Protocolo* de la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 21)
ARTÍCULO 3.16.3.1.6. ADMINISTRADOR DE LA SUBASTA PARA LA ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME O ADMINISTRADOR DE LA SUBASTA. Para todos los efectos las funciones de administración de las Subastas para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme serán realizadas por el ASIC. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 23)
ARTÍCULO 3.16.3.1.7. AUDITOR DE LA SUBASTA PARA LA ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME O AUDITOR DE LA SUBASTA. El Auditor de la Subasta será una persona natural o jurídica que deberá contratar el Administrador de la Subasta, y q ue se encargará de verificar la correcta aplicación de la regulación vigente para el desarrollo de la Subasta. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 24)
ARTÍCULO 3.16.3.1.8. REGLAS PARA LA ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME PARA LOS CASOS EN LOS CUALES NO SE REQUIERA LA REALIZACIÓN DE UNA SUBASTA. Para los años que la CREG determine que no se requiere la realización de una Subasta, las Obligaciones de Energía Firme serán asignadas por el ASIC a cada uno de los generadores a prorrata de su Enficc de tal manera que se cubra la Demanda Objetivo descontando las Obligaciones de Energía Firme asignadas anteriormente y vigentes en el período a subastar y la Enficc de las Plantas no Despachas Centralmente con contratos. Para tal efecto se utilizará la declaración de Enficc más reciente hecha por cada agente generador. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 25) (Fuente: R CREG 019/08, Art. 2)
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ARTÍCULO 3.16.3.1.9. PRECIO DEL CARGO POR CONFIABILIDAD CUANDO SE HA REALIZADO SUBASTA. Para los años en los cuales se realice Subasta, y se hayan cumplido las condiciones establecidas en el artículo 3.16.11.3 R_CREG_0071_2006 - ANEXO 2*NO EXISTE EL BOOKMARK de esta resolución, el Cargo por Confiabilidad correspondiente a todas las Obligaciones de Energía Firme asignadas en esa Subasta se pagará al Precio de Cierre de la Subasta, salvo los casos especiales de que tratan el artículo 3.16.3.1.10 R_CREG_0071_2006 27*NO EXISTE EL BOOKMARK y el R_CREG_0071_2006 - 30*NO EXISTE EL BOOKMARK de esta resolución. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 26)
ARTÍCULO 3.16.3.1.10. PRECIO DEL CARGO POR CONFIABILIDAD EN CASOS ESPECIALES DE SUBASTA. El precio del Cargo por Confiabilidad en Casos Especiales de Subasta se determinará de acuerdo con lo establecido en el Reglamento de la Subasta contenido en el Anexo 10 R_CREG_0071_2006 - ANEXO 10*NO EXISTE EL BOOKMARK de esta resolución. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 27) (Fuente: R CREG 101/07, Art. 3)
ARTÍCULO 3.16.3.1.11. PRECIO DEL CARGO POR CONFIABILIDAD CUANDO NO HAY SUBASTA. Para los años en los que no se realice Subasta, el Cargo por Confiabilidad de las Obligaciones de Energía Firme asignadas según el artículo 25 se pagará al Precio de Cierre de la última Subasta que haya cumplido con las condiciones establecidas en el R_CREG_0071_2006 - ANEXO 2*NO EXISTE EL BOOKMARK de esta resolución. El precio de estas obligaciones se calculará utilizando la siguiente fórmula:
Donde: Pi, NS:
Precio de la Obligación de Energía Firme respaldada con la planta o unidad de generación i, aplicable entre el 1o de diciembre del año en que no se realizó Subasta, NS, y el 30 de noviembre del año siguiente.
PCSE:
Precio de cierre de la última subasta que cumplió con las condiciones establecidas en el numeral 2.3 del Anexo 2 de esta resolución.
IPPnov, NS:
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), para el mes de noviembre del año NS.
IPPSE:
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), para el mes y el año del Precio de
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Cierre PCSE”. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 28) (Fuente: R CREG 079/06, Art. 2)
ARTÍCULO 3.16.3.1.12. ACTUALIZACIÓN DEL CARGO POR CONFIABILIDAD. El precio de las Obligaciones de Energía Firme se actualizará a partir de cada 1o de diciembre, siempre y cuando hayan transcurrido más de seis (6) meses desde la fecha en que fue asignada la obligación, utilizando la siguiente fórmula:
Donde: Pi,t: Precio de la Obligación de Energía Firme respaldada con la planta o unidad de generación i, aplicable entre el 1o de diciembre del año t y el 30 de noviembre del año t+1, expresado en dólares por kilovatio hora (US$/kWh). Pi, asignación: Precio al que fue asignada la Obligación de Energía Firme respaldada con la planta o unidad de generación i, expresado en dólares por kilovatio hora (US$/kWh). IPPnov,t: Indice de Precios al Productor de los Estados Unidos de América correspondiente a bienes de capital, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID: WPSSOP3200), para el mes de noviembre del año t. IPPasignación: Indice de Precios al Productor de los Estados Unidos de América correspondiente a bienes de capital, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID: WPSSOP3200), para el mes y el año en que se efectuó la asignación de la Obligación de Energía Firme. Para las asignaciones de Obligaciones de Energía Firme realizadas en el período diciembre de 2006 a noviembre de 2007, el Indice de Precios al Productor será el correspondiente a noviembre del año 2006. PARÁGRAFO. Para los períodos de vigencia entre el primero (1o) de diciembre de 2007 a treinta (30) de noviembre de 2008, primero (1o) de diciembre de 2008 a treinta (30) de noviembre de 2009 y primero (1o) de diciembre de 2009 a treinta (30) de noviembre de 2010, el precio del Cargo por Confiabilidad que se aplicará será el que resulte de utilizar la siguiente fórmula:
Donde: Pdict,novt+1: Precio del Cargo por Confiabilidad, expresado en dólares por megavatios hora (US$/MWh), aplicable entre el 1o de diciembre del año t y el 30 de noviembre del año t+1,
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donde t es 2007, 2008 ó 2009 según el período de vigencia que corresponda. IPPnovt: 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), para el mes de noviembre del año t. IPPnov2006: 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), para el mes de noviembre del año 2006”. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 29) (Fuente: R CREG 022/08, Art. 1) (Fuente: R CREG 019/08, Art. 3) (Fuente: R CREG 101/07, Art. 4) (Fuente: R CREG 061/07, Art. 15) (Fuente: R CREG 079/06, Art. 3)
ARTÍCULO 3.16.3.1.13. BANDA PARA LOS VALORES APLICABLES A LAS PLANTAS Y/O UNIDADES DE GENERACIÓN EXISTENTES EN LOS PRIMEROS TRES AÑOS DE SUBASTAS. Para la definición del precio del Cargo por Confiabilidad aplicable a las Obligaciones de Energía Firme respaldadas con plantas y/o unidades de generación existentes, que se asignen en las primeras tres Subastas, la CREG podrá fijar un valor máximo y un valor mínimo. Estos valores serán incorporados en el Protocolo* de la Subasta. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 30)
ARTÍCULO 3.16.3.1.14. PARTICIPACIÓN EN LA SUBASTA CON PLANTAS O UNIDADES DE GENERACIÓN CON PERÍODOS DE CONSTRUCCIÓN SUPERIORES AL PERÍODO DE PLANEACIÓN DE LA SUBASTA. Quienes desarrollen plantas o unidades de generación con periodos de construcción superiores al Período de Planeación de las obligaciones de Energía Firme que se subastan en el año t pero inferiores o iguales a diez (10) años (en adelante GPPS), podrán optar por recibir asignaciones de Obligaciones de Energía Firme hasta diez (10) años antes del inicio del Período de Vigencia de las mismas, de conformidad con el procedimiento establecido en el Anexo 11 R_CREG_0071_2006 - ANEXO 11*NO EXISTE EL BOOKMARK de esta resolución. PARÁGRAFO. El ASIC someterá a consideración de la CREG, a más tardar dentro de los dos (2) meses siguientes a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución, el Reglamento de la Subasta de Sobre Cerrado, de que trata el Anexo 11 de esta resolución, para el caso de plantas y/o unidades de generación GPPS, el cual deberá contener, entre otros aspectos, plazo para manifestar el retiro del proyecto por parte de los agentes, contenido del sobre, tiempo de preparación, condiciones de entrega del sobre, forma de establecer el precio marginal, y entrega de garantías. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 31) (Fuente: R CREG 101/07, Art. 5) (Fuente: R CREG 085/07, Art. 2)
ARTÍCULO 3.16.3.1.15. CERTIFICACIÓN DE LA ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME. Una vez que el agente reciba su asignación de Obligaciones de Energía Firme, ya sea como resultado de una Subasta o del mecanismo que haga sus veces, y entregue a la CREG los contratos de suministro y transporte de combustibles y las garantías exigidas según el caso dentro de los plazos estipulados para ello en el cronograma establecido en el artículo 3.16.3.1.2R_CREG_0071_2006 - 18*NO EXISTE EL BOOKMARK de esta resolución, el ASIC
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expedirá una certificación de la asignación de Obligaciones de Energía Firme para cada una de las plantas y/o unidades de generación. Esta certificación deberá contener como mínimo: 1. La identificación de las leyes colombianas que crearon y regulan el Sistema Interconectado Nacional y el Mercado Mayorista de Energía. 2. La identificación de las leyes colombianas que le atribuyen la función de Administración del Sistema de Intercambios Comerciales de Energía en el Mercado Mayorista. 3. La identificación de las leyes colombianas que imponen la Obligación de Valorar la Capacidad de Generación de Respaldo de la oferta eficiente. 4. La Resolución de la CREG que ordenó adelantar la respectiva Subasta, o el mecanismo que haga sus veces, para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad. 5. La Obligación de Energía Firme que le fue asignada al respectivo agente. 6. El Período de Vigencia de la Obligación de Energía Firme Asignada. 7. El precio de escasez que corresponda, precio marginal de escasez o el precio de escasez del Anexo 1 de la presente resolución , según el proceso de asignación en que haya participado y el Precio de Cierre de la Subasta. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 32) (Fuente: R CREG 140/17, Art. 12)
ARTÍCULO 3.16.3.1.16. NORMATIVIDAD APLICABLE Y VIGENCIA DE LAS OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME. Cada Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme se regirá por la normatividad que regule la realización de la Subasta, que esté vigente en el momen to de iniciar dicho proceso. La CREG podrá modificar hacia el futuro las normas contenidas en la presente resolución, con arreglo a lo que dispongan las normas superiores, buscando en todo caso que se remunere la capacidad de generación de respaldo de que trata el artículo 23 de la Ley 143 de 1994. No obstante, las Obligaciones de Energía Firme que se asignen a cada generador tendrán el Período de Vigencia que esté definido en las normas que rigieron la realización de la Subasta, durante el cual se pagará la correspondiente remuneración prevista en esas mismas normas, sin perjuicio de los casos de incumplimiento por parte del generador previstos en la regulación, que le afecten la asignación y su remuneración. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 33)
CAPÍTULO 2 POR EL CUAL SE ADOPTAN NORMAS SOBRE FUNCIONAMIENTO DEL MERCADO MAYORISTA TENDIENTES A PROMOVER LA COMPETENCIA ARTÍCULO 3.16.3.2.1. PROMOCIÓN DE LA SUBASTA PARA LA ASIGNACIÓN DE
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OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME. Para llevar a cabo las Subastas para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme que se remuneran mediante el Cargo por Confiabilidad, reguladas por la Parte 3.16 o aquellas que la sustituyan, modifiquen o adicionen, el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales adelantará, con la debida anticipación, un proceso de promoción con el alcance que se define en el Artículo siguiente. Para este proceso de promoción, el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales contratará un Promotor de la Subasta, mediante un proceso de selección objetiva, en la oportunidad que defina la Comisión a través de la Resolución de que trata el artículo 3.16.3.1.1 de esta resolución, o aquellas que la modifiquen adicionen o sustituyan. Los costos de esta contratación serán remunerados de acuerdo con lo establecido en la Resolución que aprueba el Ingreso Regulado o la respectiva metodología de remuneración del ASIC. PARÁGRAFO. Para la primera Subasta de Asignación de Obligaciones de Energía Firme, el ASIC deberá contratar un Promotor de la Subasta que comience actividades a más tardar el 1o de junio de 2007. (Fuente: R CREG 112/06, Art. 1)
ARTÍCULO 3.16.3.2.2. ALCANCE DEL PROCESO DE PROMOCIÓN. El proceso de promoción de la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme, deberá comprender, como mínimo, los siguientes aspectos: 1. Producir oportunamente los documentos que se determinen y que se requieran para realizar la promoción de la primera subasta y que incluyan como mínimo los siguientes aspectos: presentaciones sobre la oportunidad de la inversión, cuadernos de promoción, compilación de la normatividad existente y estadísticas sobre el país y el sector. 2. Diseñar y llevar a cabo un plan de divulgación y promoción en el mercado nacional e internacional. 3. Organizar y promover reuniones o ruedas de negocios a nivel nacional e internacional. 4. Identificar posibles participantes, actuales y nuevos. 5. Identificar proyectos actuales que aún se encuentran en proceso de búsqueda de financiación o socios estratégicos. 6. Coordinar y apoyar el proceso de preguntas y respuestas que surjan durante la promoción de la subasta. (Fuente: R CREG 112/06, Art. 2)
ARTÍCULO 3.16.3.2.3. CRITERIOS PARA EVALUAR LA CONCURRENCIA EN LA SUBASTA. Para efectos del contrato de que trata el Artículo 1 de la presente Resolución, el éxito de la promoción de la subasta se medirá con los siguientes criterios: Número de nuevos agentes participantes en la subasta; Cantidad de energía ofertada por nuevos agentes al inicio de la subasta; y
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Número de nuevos agentes que resulten con asignación de Obligaciones de Energía Firme en la subasta. (Fuente: R CREG 112/06, Art. 3)
CAPÍTULO 3 NORMAS SOBRE LA PROMOCIÓN DE LA SUBASTA PARA LA ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME (descripción no original) ARTÍCULO 3.16.3.3.1. VISTO BUENO A LOS TÉRMINOS DE REFERENCIA PARA CONTRATAR A UN PROMOTOR DE LA SUBASTA. El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC), si lo considera conveniente, podrá enviar a la Comisión, antes de la apertura de la convocatoria, los Términos de Referencia para su visto bueno. PARÁGRAFO 1o. Si el ASIC lo considera conveniente, también podrá enviar para visto bueno de la Comisión, las Adendas a los Términos de Referencia que resulten durante la etapa de la convocatoria. PARÁGRAFO 2o. La Comisión, de acuerdo con sus competencias, se pronunciará sobre las Adendas que le sean enviadas por el ASIC para su revisión. PARÁGRAFO 3o. En caso de que el ASIC lo considere conveniente, podrá remitir a la CREG para su respuesta, las preguntas que surjan durante la convocatoria, siempre y cuando sean competencia de la Comisión. (Fuente: R CREG 008/07, Art. 3)
ARTÍCULO 3.16.3.3.2. CONDICIONES PARA ENTRAR A LA SUBASTA PARA LA ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME. Además de las condiciones establecidas en la Parte 3.16 y las demás que la adicionen o modifiquen, los agentes que deseen participar en una Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme, como requisito previo para entrar a participar en la misma, deberán manifestar ante el Administrador de la Subasta, mediante comunicación suscrita por el representante legal, que aceptan la obligación de pagar al Promotor de la Subasta, el valor de la Comisión de Exito que le liquidará el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, si resultan con asignación de Obligación de Energía Firme. Para estos mismos efectos, los agentes que deseen pa rticipar en la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme, deberán otorgar, a favor del Promotor de la Subasta y como requisito previo para entrar a participar en la misma, una garantía que cubra el pago del valor de la Comisión de Exito de la Promoción. PARÁGRAFO 1o. El valor que deberá cubrir con la garantía cada agente participante en la Subasta será mínimo de $ 0.062 dólares americanos por cada megavatio hora de ENFICC declarada para participar en la Subasta. PARÁGRAFO 2o. Solamente se aceptarán los tipos de Garantías definidos en la Parte 8.4.
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Para establecer la equivalencia en pesos colombianos se tendrá en cuenta la TRM del Lunes anterior a la fecha presentación de la garantía, publicada por la Superintendencia Financiera. PARÁGRAFO 3o. Las garantías constituidas para amparar el valor de la Comisión de Exito deberán estar vigentes desde la fecha de presentación de las mismas hasta dos meses después de la fecha prevista por la CREG para la primera Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme. PARÁGRAFO 4o. Se constituirá en Evento de Incumplimiento de la garantía de que trata este artículo, el no pago de la Comisión de Exito dentro de los 5 días hábiles siguientes a la fecha en que el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales entregue al agente la liquidación prevista en el artículo 3.16.3.3.3 de esta resolución. (Fuente: R CREG 008/07, Art. 5) (Fuente: R CREG 030/08, Art. 7)
ARTÍCULO 3.16.3.3.3. PROCEDIMIENTO PARA LA LIQUIDACIÓN DE LA COMISIÓN DE EXITO. Una vez finalice la Subasta, el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) procederá a liquidar el valor que a cada agente participante en la Subasta le corresponda pagar por concepto de Comisión de Exito, en forma proporcional a las Obligaciones de Energía Firme asignadas como resultado de la Subasta, para el primer año. (Fuente: R CREG 008/07, Art. 6)
ARTÍCULO 3.16.3.3.4. METODOLOGÍA PARA CALCULAR LA COMISIÓN DE EXITO. Para los efectos de la promoción de la Subasta de que trata el Capítulo 3.16.3.2, la Comisión de Exito que se pagará al Promotor de la Subasta será la que resulte de aplicar la siguiente fórmula: COMEXP = COMEX x (a + ß)
Donde: COMEXP: Valor en dólares americanos por concepto de Comisión de Exito que recibirá el Promotor de la Subasta conforme a la metodología que se establece en este Artículo. COMEX: Comisión de Exito en dólares americanos resultante del proceso de selección del Promotor de la Subasta. Factor igual a cinco décimas (0.50) si se cumple la siguiente condición: Que en la primera ronda de la Subasta se presenten mínimo dos (2) Agentes Nuevos con Plantas y/o Unidades de Generación y que al menos una de ellas sea de 700 GWh Año o más de ENFICC. De no cumplirse dicha condición, este factor será igual a cero (0). ß: Factor entre cero (0) y cinco décimas (0.50) de acuerdo con la siguiente ecuación:
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Donde: X: Precio de apertura de la ronda en la que el último Agente Nuevo con una Planta y/o Unidad de Generación con al menos 700 GWh año o más de ENFICC se haya retirado de la subasta. En caso de que un Agente Nuevo con una Planta y/o Unidad de Generación con al menos 700 GWh año o más de ENFICC resulte con asignación de Obligaciones de Energía Firme en la Subasta, X es igual Pc. PA: Precio de apertura de la Subasta establecido por la CREG en la Resolución de que trata el artículo 3.16.3.1.2 de esta resolución. PC: Precio de cierre de la Subasta Los valores de X y PC se obtienen en la Subasta. PARÁGRAFO. Para establecer la equivalencia de COMEXP en pesos colombianos se tendrá en cuenta la TRM del último día hábil del mes anterior a la realización de la Subasta, publicada por la Superintendencia Financiera. (Fuente: R CREG 008/07, Art. 7) (Fuente: R CREG 029/07, Art. 2)
CAPÍTULO 4 DISPOSICIONES SOBRE LA SUBASTA PARA LA ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME DEL CARGO POR CONFIABILIDAD (descripción no original) ARTÍCULO 3.16.3.4.1. PLANTAS Y/O UNIDADES DE GENERACIÓN TÉRMICAS NUEVAS, ESPECIALES O EXISTENTES CON OBRAS QUE DESEEN PARTICIPAR EN LAS SUBASTAS DE ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME. Las plantas y/o unidades de generación térmicas nuevas, especiales o existentes con obras que deseen participar en las subastas de asignación de Obligaciones de Energía Firme, lo podrán hacer si sus costos variables de combustible estimados, CVCE, no superan el Precio de Escasez Parte Combustible, definido con la metodología del anexo 1 de la Resolución CREG 071 de 2006 , vigente en el mes para el cual se hace el cálculo del ni el precio marginal de escasez descontando los OCV y COM definidos en el artículo 3.2.12.1.1 de esta resolución. Para el cálculo de los CVCE se aplicará la siguiente ecuación:
Donde:
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Costo Variable de Combustible Estimado para la planta x en COP/MWh. Heat Rate de la planta x en MBTU/MWh. Corresponde al valor declarado en los parámetros de Cargo por Confiabilidad. Costo Promedio de Referencia del Combustible c para el mes n en COP/ MBTU. El mes n corresponde al último mes publicado por el ASIC. PARÁGRAFO 1o. El CND deberá hacer la comprobación de lo definido en el presente artículo en el período de verificación de la ENFICC de que trata la Resolución CREG 071 de 2006. PARÁGRAFO 2o. No se aplicará la verificación definida en el presente artículo para plantas térmicas que vayan a usar combustibles no fósiles. Sin embargo, de realizarse un cambio a combustible fósil se aplicará lo definido en el parágrafo 4o de este artículo. PARÁGRAFO 3o. Las plantas y/o unidades de generación térmicas nuevas, especiales o existentes con obras que obtengan asignaciones de OEF en la subasta, podrán aplicar el cambio de combustible de que trata el artículo 3.16.5.2.1 de esta resolución siempre y cuando los costos variables estimados para el nuevo combustible, CVCE, no superan el Precio de Escasez Parte Combustible, definido con la metodología del anexo 1 de la Resolución CREG 071 de 2006 ni el precio marginal de escasez descontando los OCV y COM definidos en el artículo 3.2.12.1.1 de esta resolución, y sean verificados en la auditoría de parámetros conforme a la metodología señalada en este artículo. (Fuente: R CREG 139/11, Art. 3) (Fuente: R CREG 140/17, Art. 20)
ARTÍCULO 3.16.3.4.2. COSTOS PROMEDIO DE REFERENCIA POR COMBUSTIBLE (CPC). El ASIC dentro de los primeros quince (15) días del mes, publicará el CPC por combustible declarado por generadores térmicos, el cual se calculará aplicando la siguiente ecuación:
CPCc,m:
Costo Promedio de Referencia del Combustible c para el mes m en $/MBTU.
CSCc,i,j :
Costo de Suministro de Combustible en $/MBTU para el combustible c de la planta j en el día i del mes m.
CTCc,i,j:
Costos de Transporte de Combustible en $/MBTU para el combustible c de la planta j en el día i del mes m.
kc :
Número de plantas y/o unidades con combustible c.
nm:
Número de días del mes m.
m:
Mes anterior al mes en el que se realiza el cálculo.
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(Fuente: R CREG 139/11, Art. 4)
TÍTULO 4 ENERGÍA FIRME PARA EL CARGO POR CONFIABILIDAD, ENFICC
CAPÍTULO 1 DISPOSICIONES GENERALES (descripción no original) ARTÍCULO 3.16.4.1.1. RESPONSABLE DEL CÁLCULO DE LA ENFICC. La ENFICC será calculada por cada agente, teniendo en cuenta los parámetros y reglas establecidas en el Anexo 3 de esta resolución. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 34)
ARTÍCULO 3.16.4.1.2. ENERGÍA FIRME PARA CARGO POR CONFIABILIDAD DE PLANTAS HIDRÁULICAS. La Energía Firme para Cargo por Confiabilidad de las plantas hidráulicas será la ENFICC Base obtenida de aplicar el artículo 3.16.12.1.1 R_CREG_0071_2006 ANEXO 3*NO EXISTE EL BOOKMARK de esta resolución. PARÁGRAFO 1o. El agente generador podrá declarar una ENFICC superior a la ENFICC Base e inferior a la ENFICC 95% PSS, siempre y cuando respalde esta diferencia con una garantía de conformidad con lo establecido en el Capítulo VIII de esta resolución. PARÁGRAFO 2o. Si el generador declara una ENFICC superior a la asociada al 95% PSS, se utilizará la ENFICC Base. PARÁGRAFO 3o. La garantía establecida en el parágrafo 1o de este artículo se exigirá a partir del segundo año del Período de Transición. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 35)
ARTÍCULO 3.16.4.1.3. ENERGÍA FIRME PARA EL CARGO POR CONFIABILIDAD DE LAS UNIDADES Y/O PLANTAS TÉRMICAS. La ENFICC de las unidades y/o plantas térmicas se calculará de conformidad con el 3.16.12.2.1R_CREG_0071_2006 - ANEXO 3*NO EXISTE EL BOOKMARK de esta resolución, considerando las condiciones de abastecimiento de combustibles y el IHF. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 36)
ARTÍCULO 3.16.4.1.4. ENERGÍA FIRME PARA CARGO POR CONFIABILIDAD DE PLANTAS NO DESPACHADAS CENTRALMENTE. La ENFICC de las Plantas no Despachadas Centralmente se calculará de acuerdo con el artículo 3.16.12.3.1R_CREG_0071_2006 - ANEXO 3*NO EXISTE EL BOOKMARK de esta resolución. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 37)
ARTÍCULO 3.16.4.1.5. VERIFICACIÓN DE LA ENFICC. El valor de la ENFICC declarado por
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el agente será verificado por el CND, de conformidad con el 3.16.14.1.1 R_CREG_0071_2006 ANEXO 5*NO EXISTE EL BOOKMARK de esta resolución. Para tal efecto, el agente deberá reportar a la CREG, en la fecha que esta determine, los formatos del artículo 3.16.14.2.1.1R_CREG_0071_2006 - ANEXO 5*NO EXISTE EL BOOKMARK de la resolución, debidamente diligenciados; de lo contrario la capacidad de la planta y/o unidad de generación a ser utilizada para la declaración de la ENFICC será igual a cero (0) MW. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 38)
ARTÍCULO 3.16.4.1.6. VERIFICACIÓN DE PARÁMETROS. Los parámetros declarados por los agentes para el cálculo de la ENFICC se verificarán mediante el mecanismo definido en el Anexo 6 R_CREG_0071_2006 - ANEXO 6*NO EXISTE EL BOOKMARK de esta resolución. La contratación de la verificación de los parámetros estará a cargo del Centro Nacional de Despacho, quien definirá los Términos de Referencia observando lo dispuesto en el artículo 3.16.15.1 de esta resolución. Dicha verificación de parámetros deberá efectuarse, en lo posible, durante la Estación de Verano inmediatamente siguiente a la fecha de realización de la Subasta. El costo de la contratación será pagado por los agentes que tengan asignaciones de obligaciones de energía firme mayores a cero (0) en el correspondiente período, a prorrata de la ENFICC asignada. El ASIC emitirá notas débito por este concepto a los respectivos agentes, que serán deducibles de las notas crédito de estos generadores. La definición de la existencia de discrepancias entre los valores verificados de los parámetros y los reportados por los agentes, por fuera de los rangos de holgura o margen de error definidos por la CREG, dará lugar a que la asignación de Obligaciones de Energía Firme sea igual a cero (0) para el Período de Vigencia de la Obligación para el cual se utilizó la información sobre parámetros entregada por los agentes. Lo anterior implica la cesación de los pagos por concepto de Cargo por Confiabilidad que aún no se hayan efectuado y la devolución de los pagos recibidos en la forma como lo defina la CREG. En consecuencia, los pagos por concepto del Cargo por Confiabilidad están sometidos a condición resolutoria, consistente en que si mediante acto administrativo en firme de la CREG, se determina la existencia de las referidas discrepancias, por fuera de los rangos de holgura o margen de error definidos por la CREG, los pagos hechos sobre el correspondiente período, se tendrán como pago de lo no debido. La CREG con el propósito de establecer plenamente la existencia de dichas discrepancias y sus consecuencias y de garantizar el derecho de defensa de los afectados, agotará el trámite previsto en los artículos 106 y ss. de la Ley 142 de 1994 y en lo no previsto en ellos, aplicará las normas de la parte primera del Código Contencioso Administrativo que sean compatibles. En firme la decisión definitiva sobre la actuación y determinada la existencia de plantas y/o unidades con discrepancias, por fuera de los rangos de holgura o margen de error definidos por la CREG, se comunicará la decisión al ASIC, quien deberá adoptar las medidas correspondientes. Para las posteriores asignaciones de Obligaciones de Energía Firme se considerará la energía firme resultante de la corrección del parámetro con discrepancias según se establezca en la correspondiente actuación administrativa. PARÁGRAFO. Se verificarán todos los parámetros declarados por los agentes para las plantas
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y/o unidades de generación que respaldan su Obligación de Energía Firme en el Período de Transición de conformidad con lo previsto en el artículo 87 R_CREG_0071_2006 - 87*NO EXISTE EL BOOKMARK numeral 1 de esta resolución. La oportunidad para posteriores verificaciones será definida por la CREG. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 39)
ARTÍCULO 3.16.4.1.7. INDISPONIBILIDAD HISTÓRICA DE SALIDAS FORZADAS, IHF, PARA LA ESTIMACIÓN DE LA ENFICC. Para la estimación de la ENFICC de las centrales hidroeléctricas se considerará el IHF por planta. Para las centrales termoeléctricas se considerará el IHF por unidad, con excepción de aquellas que declaren que las unidades que la componen no operan en forma individual, caso en el cual se hará por planta. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 40)
ARTÍCULO 3.16.4.1.8. DECLARACIÓN DE LA ENFICC. La declaración de la ENFICC se hará por una sola vez, antes del inicio del Período de Transición, empleando el formato de comunicación del Título 3.16.13R_CREG_0071_2006 - ANEXO 4*NO EXISTE EL BOOKMARK de esta resolución. No obstante, el agente podrá declarar una distinta con al menos tres (3) meses de antelación al inicio de una Subasta o del mecanismo de asignación que haga sus veces, cuando: 1. Sea una planta o unidad de generación a la que no se le haya calculado previamente ENFICC; o 2. Una planta y/o unidad de generación tenga cambios en sus características que afecten su ENFICC en uno de los dos (2) casos siguientes: que el incremento de su ENFICC exceda el 10% de la misma, por desvíos de ríos, por modificaciones en el contrato de combustibles, cambios en alguno de los factores o parámetros que afecten el cálculo de la energía firme de plantas de energía eléctrica; o que el incremento de su ENFICC por tales cambios exceda el 10% del incremento de la demanda nacional del año inmediatamente anterior al que se hace el cálculo. Esta revisión solamente tendrá efecto en la oferta del generador para la siguiente Subasta o para los años siguientes del Período de Transición. En el caso de plantas y/o unidades de generación térmica cuyos contratos de suministro y transporte de combustible no cubran el Período de Vigencia de la Obligación, y que no hayan cumplido las exigencias de los artículos 3.16.5.1.5R_CREG_0071_2006 - 48*NO EXISTE EL ARCHIVO .RTF y 3.16.5.1.6R_CREG_0071_2006 - 49*NO EXISTE EL ARCHIVO .RTF de esta resolución, la ENFICC se recalculará de conformidad con los ajustes a que dé lugar la nueva información de los contratos. Esto sin perjuicio del cumplimiento de su Obligación de Energía Firme durante el Período de Vigencia establecido, y de la ejecución de la respectiva garantía. PARÁGRAFO 1o. Una planta y/o unidad de generación que tenga cambios en sus características que afecten su ENFICC, disminuyéndola en más del 10%, deberá declarar nuevamente los parámetros para que le sea recalculada la ENFICC. La CREG podrá iniciar este proceso de oficio. PARÁGRAFO 2o. Cuando no se realice declaración de ENFICC, se tomará como declaración la última realizada y verificada por el CND.
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(Fuente: R CREG 071/06, Art. 41) (Fuente: R CREG 061/15, Art. 2) (Fuente: R CREG 132/14, Art. 2) (Fuente: R CREG 087/07, Art. 3) (Fuente: R CREG 028/07, Art. 1)
ARTÍCULO 3.16.4.1.9. OPORTUNIDAD PARA LA DECLARACIÓN DE LA ENERGÍA DISPONIBLE ADICIONAL DE PLANTAS HIDRÁULICAS. La declaración de la Energía Disponible Adicional de Plantas Hidráulicas se podrá hacer remitiendo el formato de la Parte 3.16 a la CREG con copia al CND, en las siguientes condiciones: 1. En la fecha para la declaración de la ENFICC, o 2. En cualquier tiempo con excepción del período comprendido entre la declaración de la ENFICC y la realización de la subasta o del mecanismo que haga sus veces. La Energía Disponible Adicional declarada para cada mes no podrá ser superior a la última calculada para el mes respectivo por el CND con motivo de la verificación de la ENFICC de la planta con los parámetros declarados. En caso de ser superior el CND considerará como valor declarado el valor que este haya calculado para el mes respectivo. (Fuente: R CREG 070/14, Art. 2)
ARTÍCULO 3.16.4.1.10. ENERGÍA DISPONIBLE ADICIONAL DE PLANTAS HIDRÁULICAS. La Energía Disponible Adicional de Plantas Hidráulicas será la energía que excede la ENFICC declarada por el generador, calculada para cada uno de los meses del período que definió la ENFICC respectiva. En caso de declarar una ENFICC mayor a la ENFICC Base y menor a la ENFICC 95% PSS, el cálculo de la Energía Disponible Adicional tomará como referencia el valor de ENFIC, Base o 95% PSS, más cercano a la declaración del agente. La Energía Disponible Adicional de las Plantas Hidráulicas que el agente generador destinará al Mercado Secundario, de conformidad con lo establecido en el artículo 3.16.4.1.11R_CREG_0071_2006 - 43*NO EXISTE EL ARCHIVO .RTF de esta resolución, deberá declararse utilizando el formato del Título 3.16.13R_CREG_0071_2006 - ANEXO 4*NO EXISTE EL BOOKMARK de esta resolución. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 42) (Fuente: R CREG 079/06, Art. 4)
ARTÍCULO 3.16.4.1.11. ENERGÍA DE REFERENCIA PARA EL MERCADO SECUNDARIO. La Energía que podrá ofertar una planta o unidad de generación en el mercado secundario será la siguiente: 1. Para plantas hidráulicas: La Energía Disponible Adicional más la diferencia entre la ENFICC declarada y la ENFICC comprometida; y 2. Para plantas térmicas: La correspondiente a la diferencia entre la ENFICC y la ENFICC comprometida. En este caso la energía que resulte de esta diferencia debe respaldarse con los contratos de suministro y transporte de combustibles en las mismas condiciones exigidas a la ENFICC asociada a las Obligaciones de Energía Firme.
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(Fuente: R CREG 071/06, Art. 43)
CAPÍTULO 2 POR LA CUAL SE ADOPTA LA METODOLOGÍA PARA ESTIMAR LA ENERGÍA DISPONIBLE ADICIONAL DE PLANTAS TÉRMICAS PARA UN MES CON DESTINO AL MERCADO SECUNDARIO DE ENERGÍA FIRME
SECCIÓN 1 DISPOSICIONES GENERALES (descripción no original) ARTÍCULO 3.16.4.2.1.1. OBJETO. Mediante la presente resolución se adopta la metodología para estimar la Energía Disponible Adicional de Plantas Térmicas para un mes con destino al Mercado Secundario de Energía Firme. Las normas contenidas en esta resolución hacen parte del Reglamento de Operación. (Fuente: R CREG 062/07, Art. 1)
ARTÍCULO 3.16.4.2.1.2. AGENTES HABILITADOS PARA APLICAR A LA EDAPTM. Los agentes generadores con plantas o unidades térmicas que se encuentran disponibles para operar en el sistema y que tienen energía firme disponible en un mes calendario determinado, por encima de su ENFICC, podrán declararla. (Fuente: R CREG 062/07, Art. 3)
ARTÍCULO 3.16.4.2.1.3. RESPONSABLE DEL CÁLCULO DE LA EDAPTM. La EDAPTM será calculada por cada agente, aplicando los parámetros y reglas establecidas en el Anexo 1 de esta resolución. (Fuente: R CREG 062/07, Art. 4)
ARTÍCULO 3.16.4.2.1.4. CÁLCULO DE LA EDAPTM. La Energía Disponible Adicional de Plantas y/o Unidades Térmicas para un Mes será la obtenida de aplicar la metodología establecida en el Anexo 1 de esta resolución. (Fuente: R CREG 062/07, Art. 5)
ARTÍCULO 3.16.4.2.1.5. VERIFICACIÓN DE LA EDAPTM. El valor de la EDAPTM declarado por el agente será verificado por el CND, de conformidad con el artículo 3.16.4.2.3.1.1 de esta resolución. (Fuente: R CREG 062/07, Art. 6)
ARTÍCULO 3.16.4.2.1.6. PROCEDIMIENTO PARA LA VERIFICACIÓN DE LA EDAPTM. El procedimiento para la verificación de la EDAPTM será el establecido en la Sección 3.16.4.2.4 de esta resolución. (Fuente: R CREG 062/07, Art. 7)
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ARTÍCULO 3.16.4.2.1.7. OPORTUNIDAD PARA SOLICITAR EDAPTM. El agente generador podrá declarar la EDAPTM en cualquier tiempo con excepción del período comprendido entre la declaración de la ENFICC y la realización de la Subasta o del mecanismo que haga sus veces. PARÁGRAFO. En el período de transición, la declaración de la EDAPTM puede hacerse una vez haya vencido el plazo previsto para la reasignación de Obligaciones de Energía Firme. (Fuente: R CREG 062/07, Art. 8)
ARTÍCULO 3.16.4.2.1.8. AUDITORÍA DE PARÁMETROS. Los parámetros para el cálculo de la EDAPTM deberán ser auditados por una firma auditora, antes de su declaración. La contratación de la auditoría de los parámetros para el cálculo de la EDAPTM estará a cargo del agente generador que los vaya a declarar, quien definirá los Términos de Referencia cumpliendo lo dispuesto en el Anexo 4 de esta resolución. Copia del informe final de la auditoría deberá ser entregado junto con la declaración de parámetros. Los valores de los parámetros declarados deben coincidir con los resultados de la auditoría, salvo que confrontados con estos impliquen un menor cálculo de la energía firme. En caso contrario, el proceso de verificación de la EDAPTM no se llevará a cabo. La auditoría se realizará para la primera declaración parámetros para el cálculo de la EDAPTM, y cada vez que un parámetro declarado se modifique en posteriores declaraciones. (Fuente: R CREG 062/07, Art. 9)
ARTÍCULO 3.16.4.2.1.9. INDISPONIBILIDAD HISTÓRICA DE SALIDAS FORZADAS, IHF, PARA LA ESTIMACIÓN DE LA EDAPTM. Para las centrales térmicas se considerará el IHF por unidad, con excepción de aquellas que declaren que las unidades que la componen no operan en forma individual, caso en el cual se considerará por planta. (Fuente: R CREG 062/07, Art. 10)
ARTÍCULO 3.16.4.2.1.10. DECLARACIÓN DE LA EDAPTM. La declaración de la EDAPTM se debe hacer empleando el formato establecido en el Anexo 5 de esta resolución. (Fuente: R CREG 062/07, Art. 11)
ARTÍCULO 3.16.4.2.1.11. INFORMACIÓN QUE SE DEBE ANEXAR CON LA DECLARACIÓN DE EDAPTM. Con la declaración de la EDAPTM, el agente deberá anexar copia de los contratos de transporte de gas natural y de suministro de combustibles que respaldan la energía firme declarada. Igualmente se deberá anexar copia de la Licencia Ambiental. En caso contrario, el proceso de verificación de la EDAPTM no se llevará a cabo. (Fuente: R CREG 062/07, Art. 12)
ARTÍCULO 3.16.4.2.1.12. GENERACIÓN DE ÚLTIMA INSTANCIA. Los generadores de última instancia que hayan cumplido con el registro definido en la Parte 3.16, podrán aplicar el procedimiento establecido en esta resolución para la estimación de la energía firme, siempre
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que se trate de una planta térmica. Para las plantas hidráulicas, debe seguirse el procedimiento establecido en la Parte 3.16. (Fuente: R CREG 062/07, Art. 13)
SECCIÓN 2 CÁLCULO DE LA ENERGÍA DISPONIBLE PARA UN MES EN PLANTAS TÉRMICAS PARA EL MERCADO SECUNDARIO DE ENERGÍA FIRME, EDAPTM (ANEXO 1)
SUBSECCIÓN 1 METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DE LA EDAPTM DE UNA PLANTA O UNIDAD TÉRMICA ARTÍCULO 3.16.4.2.2.1.1. METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DE LA EDAPTM DE UNA PLANTA O UNIDAD TÉRMICA. La EDAPTM de las plantas o unidades térmicas se establecerá de acuerdo con la siguiente fórmula:
Donde: CENm: Capacidad Efectiva Neta (MW) correspondiente al combustible para operar en el mes m. :
Factor entre 0 y 1 que corresponderá al menor valor entre los siguientes índices:
1. Disponibilidad de la Planta (1-IHF), donde IHF será el Índice de Indisponibilidad Histórica de Salidas Forzadas. 2. Indice de Disponibilidad de suministro de combustibles para operación continua (IDS) definido a continuación. 3. Indice de Disponibilidad de Transporte de gas natural para operación continua (IDT) definido a continuación. hm: Número de horas del mes m. ENFICCm: Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad para el mes m. (Fuente: R CREG 062/07, ANEXO 1)
ARTÍCULO 3.16.4.2.2.1.2. INDICE DE INDISPONIBILIDAD HISTÓRICA DE SALIDAS FORZADAS –IHF. Se estimará de acuerdo con lo definido en el artículo 3.16.12.2.2 de esta resolución.
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(Fuente: R CREG 062/07, ANEXO 1 Num. 1.1) (Fuente: R CREG 153/11, Art. 7)
ARTÍCULO 3.16.4.2.2.1.3. INDICE DE DISPONIBILIDAD DE SUMINISTRO DE COMBUSTIBLES (IDS). El Indice de Disponibilidad de Suministro de Combustibles (IDS) para operación continua se calculará así:
Donde: CSm:
Cantidad de energía del combustible, expresada en MBTU, contratada para suministro en firme en el m.
IMMm:
En el caso de gas natural, corresponde al mínimo entre uno (1) y el resultado que se obtenga del balance de suministro en firme de gas natural, de que trata el artículo 3.16.5.1.4. Este valor se calculará para el mes m y tendrá en cuenta la información reportada para la subasta o el mecanismo que haga sus veces. Para combustibles distintos de gas, este valor es igual a uno (1).
CMm:
Cantidad de energía requerida para operar a plena Capacidad Efectiva Neta durante el mes. Se calculará utilizando la siguiente fórmula:
Donde: Heat Ratem: Eficiencia declarada de la planta o unidad de generación térmica, expresada en MBTU/MWh correspondiente al combustible para operar en el mes m. CENm: Capacidad Efectiva Neta (MW) correspondiente al combustible para operar en el mes m. hm:
Número horas del mes m.
(Fuente: R CREG 062/07, ANEXO 1 Num. 1.2)
ARTÍCULO 3.16.4.2.2.1.4. INDICE DE DISPONIBILIDAD COMBUSTIBLE PARA OPERACIÓN CONTINUA (IDT).
Donde:
DE
TRANSPORTE
DE
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IDTGN,m:
Indice de Disponibilidad de Transporte de gas para el mes m.
IDTOtros:
Indice de Disponibilidad de Transporte para combustible diferentes a gas natural.
TCRm:
Indice de Disponibilidad de transporte de gas natural evaluada por la CREG. Este valor se calculará para el mes m y tendrá en cuenta la información reportada para la subasta o el mecanismo que haga sus veces.
CTm:
Cantidad de energía, expresada en MBTU, asociada al transporte de gas natural contratado en firme para el mes m.
(Fuente: R CREG 062/07, ANEXO 1 Num. 1.3)
SECCIÓN 3 VERIFICACIÓN DE LA EDAPTM (ANEXO 2)
SUBSECCIÓN 1 VERIFICACIÓN DE LA EDAPTM ARTÍCULO 3.16.4.2.3.1.1. VERIFICACIÓN DE LA EDAPTM. Una vez declarada la EDAPTM de una planta y/o unidad de generación, el CND deberá verificar que el valor se encuentre dentro de los límites establecidos en la presente resolución. Para los casos en los cuales la EDAPTM declarada sea mayor a la resultante de aplicar la metodología establecida en esta resolución, el CND considerará como valor declarado de EDAPTM el que resulte del cálculo hecho por el CND con base en la información reportada por el generador. (Fuente: R CREG 062/07, ANEXO 2 Num. 2.1)
SUBSECCIÓN 2 FORMATOS DE REPORTE DE LA INFORMACIÓN PARA EL CÁLCULO DE LA EDAPTM ARTÍCULO 3.16.4.2.3.2.1. FORMATOS DE REPORTE DE LA INFORMACIÓN PARA EL CÁLCULO DE LA EDAPTM. Los siguientes formatos deberán ser diligenciados por los agentes, y remitidos a la CREG en comunicación firmada por el Representante Legal, en la oportunidad señalada en esta resolución. En el caso de contratos verbales, deberán diligenciarse los mismos formatos referentes a la contratación de suministro y/o transporte de combustibles, adjuntando a ellos la información sobre fechas de celebración, de inicio y de terminación del contrato verbal. Estos formatos deben ser firmados por el Representante Legal de cada una de las partes que intervienen en el contrato. Todas las cifras de estos formatos deberán reportarse con dos decimales de precisión. Los IHF, factores de conversión y eficiencias térmicas con cuatro (4) decimales. Los IHF serán
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calculados con la información disponible hasta el treinta (30) de septiembre del año más próximo al cálculo. FORMATO 1 PLANTAS O UNIDADES TERMICAS
Nombre Combustible
Plantas o Unidades Térmicas Capacidad Efectiva Neta Eficiencia (MW) (MBTU/MWh)
IHF (%)
(Fuente: R CREG 062/07, ANEXO 2 Num. 2.2)
SUBSECCIÓN 3 CONTRATACIÓN DE COMBUSTIBLES PARA GENERACIÓN ELÉCTRICA ARTÍCULO 3.16.4.2.3.3.1. CONTRATACIÓN DE COMBUSTIBLES PARA GENERACIÓN ELÉCTRICA. Los formatos que se definen a continuación deberán ser diligenciados para cada mes que el generador aspira le sea revisada la EDAPTM. (Fuente: R CREG 062/07, ANEXO 2 Num. 2.3)
ARTÍCULO 3.16.4.2.3.3.2. GENERADORES TÉRMICOS A GAS. Los generadores térmicos a gas natural deberán remitir diligenciado y firmado por el representante legal del generador, y dentro de los términos y plazos establecidos en la presente resolución, los siguientes formatos. En el formato, la información de suministro y/o transporte se debe diligenciar para el mes que aplique. FORMATO 2 SUMINISTRO DE GAS NATURAL Planta o Unidad de Generación
Campo que suministra
Dic.
ENERGÍA CONTRATADA EN FIRME PARA MES (MBTU) Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. No
FORMATO 3 TRANSPORTE DE GAS NATURAL El generador deberá utilizar la equivalencia entre 1 MBTU y 1kpc (1 MBTU = 1kpc) para efectos de diligenciar este formato. Planta o
TRANSPORTE DE GAS CONTRATADO EN FIRME PARA MES (MBTU) Punto Punto Dic Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. de de .
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Unidad Entrada Salida de Generación (Fuente: R CREG 062/07, ANEXO 2 Num. 2.3.1)
ARTÍCULO 3.16.4.2.3.3.3. GENERADORES TÉRMICOS A CARBÓN Y OTROS COMBUSTIBLES DIFERENTES AL GAS NATURAL. Los generadores térmicos a carbón y otros combustibles deberán remitir diligenciados y firmados por el representante legal del generador, y dentro de los términos y plazos establecidos en la presente resolución los siguientes formatos. FORMATO 4 SUMINISTRO DE COMBUSTIBLES DIFERENTES AL GAS NATURAL En este formato deberá reportarse la cantidad de energía contratada en firme para cada mes, expresada en MBTU y puesta en planta.
ENERGIA CONTRATADA EN FIRME PARA MES PROCEDENTE DE CARBON Y OTROS COMBUSTIBLES DISTINTOS A GAS (MBTU) Planta o Unidad Combustible Dic. Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. de Generación (Fuente: R CREG 062/07, ANEXO 2 Num. 2.3.1)
SECCIÓN 4 PROCEDIMIENTO PARA LA VERIFICACION DE LA EDAPTM (ANEXO 3) ARTÍCULO 3.16.4.2.4.1. PROCEDIMIENTO PARA LA VERIFICACION DE LA EDAPTM (ANEXO 3). El procedimiento para la verificación de la EDAPTM tiene los siguientes pasos: -- Declaración de parámetros. El agente generador deberá diligenciar completamente los formatos del Anexo 2 de la presente resolución , los cuales deberá remitir a la CREG dentro del período establecido en el artículo 3.16.4.2.1.7 de esta resolución. Igualmente se debe entregar copia de los contratos de suministro y transporte de combustible. -- Publicación parámetros e índices. Dentro de la semana siguiente a la declaración de parámetros, la CREG los publicará en su página web junto con los índices IMM y TCR. -- Declaración EDAPTM. Dentro de la semana siguiente a la publicación de parámetros e índices, el agente deberá remitir a la CREG con copia al CND, la declaración de la EDAPTM, utilizando para tales efectos el formato de la Sección 3.16.4.2.6 de esta resolución. -- Verificación EDAPTM. Dentro de la semana siguiente a la declaración de la EDAPTM el CND hará la verificación de conformidad con el artículo 3.16.4.2.3.1.1 de esta resolución. (Fuente: R CREG 062/07, ANEXO 3)
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SECCIÓN 5 REQUISITOS MÍNIMOS PARA LA CONTRATACIÓN DE LA AUDITORÍA PARA LA VERIFICACIÓN DE PARÁMETROS (ANEXO 4) ARTÍCULO 3.16.4.2.5.1. REQUISITOS MÍNIMOS PARA LA CONTRATACIÓN DE LA AUDITORÍA PARA LA VERIFICACIÓN DE PARÁMETROS (ANEXO 4). Para la definición de los términos de referencia de la contratación de la verificación de parámetros, el agente observará las siguientes pautas: -- El contratista será elegido mediante un proceso de selección objetiva. Copia del procedimiento seguido será entregado a la CREG junto con la declaración de parámetros. -- Los parámetros a verificar son todos los declarados para las plantas y/o unidades que respalden la EDAPTM. -- El informe de verificación de parámetros observará los criterios generales definidos en la Parte 3.16 y las demás normas de la CREG y acuerdos del CNO, vigentes antes de la fecha de declaración de parámetros para la estimación de la EDAPTM. -- En el informe final de verificación de parámetros se explicarán y relacionarán todos los antecedentes, estudios, métodos, memorias de cálculo, exámenes, experimentos e investigaciones que sirvieron de base para dictaminar respecto de la planta y/o unidades. -- Las pruebas que se requieran, se realizarán siguiendo los procedimientos y/o protocolos establecidos para tal fin por el CNO. -- Previo a la entrega del informe final, el contratista validará sus conclusiones con los agentes afectados, dando acceso a las memorias de cálculo y permitiéndoles contradecir el informe y formular solicitudes de complementación o aclaración que se resolverán en el informe final. -- El informe final debe ser entregado a la CREG en el momento de la declaración de parámetros. (Fuente: R CREG 062/07, ANEXO 4)
SECCIÓN 6 FORMATO PARA LA DECLARACION DE LA EDAPTM (ANEXO 5) ARTÍCULO 3.16.4.2.6.1. FORMATO PARA LA DECLARACION DE LA EDAPTM (ANEXO 5). Señores Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG Referencia: Declaración de EDAPTM para el (los) mes (es) _________, ________,..., _______ de 20XX. Yo _______________________________________, en mi calidad de representante legal de la empresa ________________________________, declaro que la Energía Disponible
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Adicional para un (os) mes (es) con destino al mercado secundario de energía firme - EDAPTM de las siguientes plantas y/o unidades térmicas de generación es: PLANTA Y/O UNIDAD DE GENERACIÓN
EDAPTM (kWH)
Periodo Mes
Año
Atentamente, Firma: C. de C. No. __________________________ Representante Legal de _____________________________ Copia: Centro Nacional de Despacho, CND. (Fuente: R CREG 062/07, ANEXO 5)
CAPÍTULO 3 NORMAS SOBRE ENERGIA FIRME PARA EL CARGO POR CONFIABILIDAD, ENFICC ARTÍCULO 3.16.4.3.1. PLANTAS EXISTENTES CON OBRAS PARA MODIFICAR SU ENFICC. Se considerarán como plantas existentes con obras, las que cumplen las siguientes condiciones: Si la ENFICC de la planta y/o unidad de generación es menor o igual a 2 TWh-año, el incremento de ENFICC debe ser mayor al 20% y menor al 40% de la misma. Si la ENFICC de la planta y/o unidad de generación es mayor a 2 TWh-año, el incremento de la ENFICC debe ser mayor a 0.4 TWh-año y menor a 0.8 TWh-año. Este tipo de plantas deberán dar cumplimiento a las disposiciones contenidas en los artículos 7o, 8o, 9o y 20 de la Resolución CREG-071 de 2006, y otorgar las garantías exigidas para las plantas especiales. La valoración de las garantías y los incumplimientos para las obras que se declaran para este tipo plantas, se aplicarán y evaluarán con respecto a la ENFICC adicional que se obtiene por la obra y medida esta en las mismas condiciones de riesgo con y sin la obra. (Fuente: R CREG 085/07, Art. 7) (Fuente: R CREG 101/07, Art. 9)
ARTÍCULO 3.16.4.3.2. ENERGÍA FIRME PARA CARGO POR CONFIABILIDAD DE CADENAS HIDRÁULICAS. La ENFICC de un sistema de varios embalses asociados a una misma planta de generación se podrá calcular con el modelo publicado en la Parte 3.16, o con este mismo modelo con optimización en dos fases para el período anual. La formulación matemática, el modelo computacional y el manual para realizar esta optimización en dos fases se publicará mediante Circular que estará disponible en la página Web de la CREG.
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La ENFICC Base se obtendrá aplicando el numeral 3.1 del Anexo 3 de la Parte 3.16. PARÁGRAFO 1o. El agente podrá declarar una ENFICC superior a la ENFICC Base e inferior a la ENFICC 95% PSS de cualquiera de las obtenidas con la aplicación de los modelos señalados, siempre y cuando respalde esta diferencia con una garantía de conformidad con lo establecido en la Parte 3.16. PARÁGRAFO 2o. Si el generador declara una ENFICC superior a la asociada al 95% PSS mayor de las obtenidas, se utilizará la ENFICC Base. PARÁGRAFO 3o. La Energía Disponible Adicional de las Cadenas Hidráulicas deberá cumplir la definición de la Resolución CREG-071 de 2006, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, y se estimará de la siguiente forma: i) Si el valor declarado está más próximo a la ENFICC Base, se utilizará el modelo definido en el artículo 3.16.12.1.1; ii) Si el valor declarado está más próximo a la ENFICC 95% PSS calculada con el modelo definido en el artículo 3.16.12.1.1, se utilizará este modelo; iii) Si el valor declarado está más próximo a la ENFICC 95% PSS calculada con el modelo con optimización de dos fases para el período anual, se utilizará este modelo. (Fuente: R CREG 085/07, Art. 8)
ARTÍCULO 3.16.4.3.3. DECLARACIÓN DE ENFICC INFERIOR A LA ENFICC BASE. Las plantas de generación hidráulicas podrán declarar una ENFICC inferior a la ENFICC Base. El valor declarado se mantendrá igual durante cinco (5) años. En consecuencia, durante este período no se podrá cambiar el valor declarado por ningún motivo. (Fuente: R CREG 085/07, Art. 9)
ARTÍCULO 3.16.4.3.4. CAMBIO DE ENFICC POR DIFERENCIAS ENTRE LOS PARÁMETROS TEÓRICOS REPORTADOS Y LOS PARÁMETROS REALES EN PLANTAS NUEVAS, ESPECIALES Y EXISTENTES CON OBRAS. Los agentes generadores que en las fechas de declaración de parámetros reportaron los datos teóricos de las plantas nuevas, especiales y existentes con obras, podrán optar por incrementar las Obligaciones de Energía Firme asignadas, cuando de la prueba exitosa para verificación de parámetros para la entrada en operación se determina una ENFICC mayor a la declarada, siempre que se cumplan las siguientes reglas: i) El incremento podrá ser hasta por el diez por ciento (10%) de la OEF asignada; ii) Debe existir Demanda Objetivo no cubierta en la respectiva asignación. Si la Demanda Objetivo no cubierta es menor al porcentaje incrementado, se incrementarán las obligaciones hasta donde sea posible. Este procedimiento puede aplicarse hasta completar el porcentaje señalado. En caso de que varios agentes opten por el incremento, la asignación se hará a prorrata entre quienes cumplan las condiciones aquí señaladas, y
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iii) El ajuste aplica desde la fecha de asignación del incremento hasta finalizar el período de vigencia de la obligación. El agente generador que desee optar por esta alternativa, deberá informarlo mediante carta remitida a la CREG dentro de los tres (3) días siguientes a la realización de la prueba. Los ajustes de la OEF los realizará al ASIC dentro de la semana siguiente que la CREG le remita la carta del generador que optó por este mecanismo. A los incrementos mayores a los señalados se les dará el mismo tratamiento que a las plantas existentes. (Fuente: R CREG 085/07, Art. 10)
ARTÍCULO 3.16.4.3.5. INDICE DE INDISPONIBILIDAD HISTÓRICA DE SALIDAS FORZADAS, IHF, A UTILIZAR PARA EL CÁLCULO DE LA ENERGÍA FIRME PARA EL CARGO POR CONFIABILIDAD, ENFICC. Los agentes generadores de plantas y/o unidades para el cálculo de la ENFICC deberán utilizar como valor de IHF el que se obtiene de aplicar la metodología definida en la Parte 3.16, anexo 3, numeral 3.4, modificado por la Resolución CREG-079 de 2006 . En el caso de la plantas hidráulicas, la desviación del valor de IHF, bien sea hacia o hacia abajo, no podrá exceder porcentaje establecido en la Parte 3.16. (Fuente: R CREG 085/07, Art. 11)
CAPÍTULO 4 POR EL CUAL SE DEFINE LA OPORTUNIDAD PARA LA VERIFICACIÓN DE ALGUNOS PARÁMETROS PARA EL CÁLCULO DE LA ENFICC ARTÍCULO 3.16.4.4.1. Los parámetros a que se refieren los procedimientos de verificación establecidos en la Resolución CREG – 079 de 2007, declarados para las plantas y/o unidades de generación existentes por parte de los agentes que sean habilitados para participar en la primera subasta para la asignación de obligaciones de energía firme y que resulten con asignaciones, serán objeto de verificación en los términos del artículo 39 de la Resolución CREG – 071 de 2006. PARÁGRAFO. El Centro Nacional de Despacho iniciará las gestiones necesarias para la contratación de la verificación de los parámetros a que se refiere el presente artículo tan pronto como se hagan las respectivas asignaciones de obligaciones de energía firme. (Fuente: R CREG 029/08, Art. 1)
ARTÍCULO 3.16.4.4.2. Los parámetros “Suministro de Combustible y Transporte de Gas Natural” en los casos en que se presente copia de los respectivos contratos, “IHF Plantas Térmicas y Plantas Hidráulicas” y “Serie Histórica de Caudales Medios Mensuales de los Ríos del SIN”, declarados para las plantas y/o unidades de generación existentes por parte de los agentes que sean habilitados para participar en las subastas para la asignación de
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obligaciones de energía firme y que resulten con asignaciones, serán objeto de verificación en los términos del artículo 39 de la Resolución CREG – 071 de 2006. PARÁGRAFO. El Centro Nacional de Despacho iniciará las gestiones necesarias para la contratación de la verificación de los parámetros a que se refiere el presente artículo tan pronto como se hagan las respectivas asignaciones de obligaciones de energía firme. (Fuente: R CREG 029/08, Art. 2)
TÍTULO 5 DISPONIBILIDAD DE COMBUSTIBLES
CAPÍTULO 1 DISPOSICIONES GENERALES (descripción no original) ARTÍCULO 3.16.5.1.1. REGLA GENERAL. Los contratos de suministro de combustibles y transporte en firme de gas natural, así como los mecanismos adicionales que emplee el agente generador para sus plantas y/o unidades de generación térmica, deben garantizar el respaldo de las Obligaciones de Energía Firme de un agente generador. El esquema de atención de las necesidades de combustible de la planta y/o unidad de generación puede incluir contratos en firme de suministro y transporte; almacenamiento e inventarios, Contratos de Respaldo, contratos del mercado secundario de suministro y transporte de gas, según sea el caso. PARÁGRAFO 1o. Cuando el agente reporte inventarios de combustible para respaldar su ENFICC deberá remitir a la CREG en los plazos establecidos en este Capítulo, un documento expedido por una firma auditora, debidamente acreditada, que certifique la cantidad de energía, en MBTU, asociada al combustible almacenado. PARÁGRAFO 2o. La CREG podrá verificar la disponibilidad física del combustible en Planta. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 44)
ARTÍCULO 3.16.5.1.2. REQUERIMIENTOS DE CONTRATACIÓN DE COMBUSTIBLES DURANTE EL PERÍODO DE PRECALIFICACIÓN. Todos los agentes generadores con plantas y/o unidades de generación térmica que aspiren recibir asignación de Obligaciones de Energía Firme deberán enviar, en los plazos establecidos por la CREG mediante la resolución de que trata el artículo 3.16.3.1.2R_CREG_0071_2006 - 18*NO EXISTE EL BOOKMARK, copia del contrato firmado o una garantía de seriedad que asegure la contratación del suministro de combustibles, y la contratación del transporte en firme de gas natural, según sea el caso, en las cantidades necesarias para respaldar su declaración de ENFICC. En caso de enviar contratos firmados, estos deberán cumplir con lo dispuesto en el artículo 3.16.5.1.5R_CREG_0071_2006 - 48*NO EXISTE EL BOOKMARK. Adicionalmente, deberán remitir los formatos contenidos en el 3.16.14.2.1.1R_CREG_0071_2006 - ANEXO 5*NO EXISTE EL BOOKMARK de esta resolución.
artículo
La garantía aquí exigida deberá acogerse a lo dispuesto en el Capítulo VIII
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compilado> de esta resolución. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 45)
ARTÍCULO 3.16.5.1.3. DOCUMENTACIÓN ALTERNATIVA DURANTE EL PERÍODO DE PRECALIFICACIÓN PARA PLANTAS Y/O UNIDADES DE GENERACIÓN QUE PLANEEN UTILIZAR CARBÓN. Los agentes generadores con plantas y/o unidades de generación térmica que planeen utilizar carbón mineral para respaldar su ENFICC podrán entregar, en reemplazo de la garantía exigida en el artículo 45, la siguiente información de la(s) mina(s) que suministraría(n) el carbón: 1. Copia del auto aprobatorio del Plan de Trabajos y Obras expedido por la autoridad minera, y 2. Carta de compromiso firmada por el representante legal de la(s) mina(s) y aceptada(s) por el generador, en donde conste que cuenta con las reservas y capacidad de producción necesarios para atender el contrato de suministro, que se firmaría en caso de que la planta lo requiera para atender las Obligaciones de Energía Firme que adquiera en la Subasta o en el mecanismo de asignación que haga sus veces. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 46)
ARTÍCULO 3.16.5.1.4. DOCUMENTACIÓN ADICIONAL REQUERIDA DURANTE EL PERÍODO DE PRECALIFICACIÓN PARA PLANTAS Y/O UNIDADES DE GENERACIÓN QUE PLANEEN UTILIZAR GAS NATURAL. Para los agentes generadores con plantas y/o unidades de generación térmica que planeen utilizar gas natural para respaldar su declaración de ENFICC, la CREG podrá solicitar al Ministerio de Minas y Energía un balance que establezca, para cada campo, la viabilidad física de entrega en firme del gas natural comprometido en los contratos de suministro presentados por los agentes. Adicionalmente, los transportadores de gas natural con contratos vigentes o solicitudes de contrato de transporte en firme de gas natural, cuyo remitente sea un generador térmico, deberán enviar a la CREG, dentro de los plazos establecidos en el artículo 45, una certificación en la que conste, para cada uno de los tramos que serán utilizados por el agente generador y para cada mes de vigencia de estos contratos, la capacidad máxima de transporte, la capacidad ya contratada en firme por personas naturales o jurídicas, distintas a generadores termoeléctricos, y la capacidad de transporte en firme ya contratada o que contratará con cada agente generador. PARÁGRAFO 1o. En aquellos casos en los cuales un generador térmico presente contratos firmes de suministro y/o transporte de gas natural, obtenidos en el mercado secundario de este combustible, deberá presentar certificación escrita del representante legal del cesionario del contrato en la que conste las condiciones de duración y las cantidades cedidas. PARÁGRAFO 2o. Durante el Período de Transición las certificaciones de que trata este artículo deberán enviarse a la CREG a más tardar el quince (15) de noviembre anterior al inicio del nuevo Período de Vigencia de la Obligación. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 47)
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ARTÍCULO 3.16.5.1.5. REQUERIMIENTOS DE CONTRATACIÓN DE COMBUSTIBLES DURANTE EL PERÍODO DE PLANEACIÓN. Todos los agentes generadores con plantas y/o unidades de generación térmica que respalden Obligaciones de Energía Firme deberán enviar, al inicio del Período de Planeación y en el plazo establecido por la CREG mediante la resolución de que trata el artículo 18 de esta resolución, copia de los contratos de suministro de combustibles, y de transporte para el caso de gas natural, así como las certificaciones de la energía asociada al combustible almacenado, que respalden la ENFICC asociada a su Obligación de Energía Firme, desde la fecha de inicio del Período de Vigencia de la Obligación. Para el caso de gas natural, la vigencia mínima de estos contratos será de un año, y para otros combustibles la vigencia mínima será de seis (6) meses. En caso de no contar con estos contratos en el plazo establecido por la CREG, el agente generador deberá enviar una garantía de cumplimiento que asegure la disponibilidad de contratos de suministro de combustibles y transporte de gas natural en la fecha de inicio del Período de Vigencia de la Obligación. En todo caso, el contrato o la garantía de cumplimiento, según sea el caso, debe establecerse antes del vencimiento de la garantía de seriedad de que trata el artículo 45. Esta garantía deberá acogerse a lo dispuesto en el Capítulo VIII de esta resolución. Los agentes generadores que hayan optado por el envío de garantías de cumplimiento deberán remitir a la CREG, al finalizar el Período de Planeación, y dentro del plazo establecido mediante la resolución de que trata el artículo 18, copia de los contratos de suministro de combustibles y transporte de gas natural, con la duración mínima establecida para cada tipo de combustible. En cada remisión de la copia de los contratos de suministro de combustibles y transporte de gas natural, los agentes generadores deberán adjuntar los formatos correspondientes del numeral 5.2 del Anexo 5 R_CREG_0071_2006 - ANEXO 5*NO EXISTE EL BOOKMARK de esta resolución, debidamente diligenciados, con la información referente a esos nuevos contratos. PARÁGRAFO 1o. Los generadores con plantas y/o unidades que utilicen combustibles diferentes a gas natural, podrán contabilizar su disponibilidad física de combustible en planta, a la fecha de inicio de la vigencia de los contratos, a efecto del cálculo de sus requerimientos de combustible que respaldan la ENFICC asociada a su Obligación de Energía en Firme. Todos los generadores con unidades y/o plantas de generación térmica podrán descontar de sus obligaciones de contratación de combustibles los períodos de mantenimientos programados, siempre y cuando presenten Declaraciones de Respaldo o Contratos de Respaldo, debidamente registrados ante el ASIC, vigentes durante el período de mantenimiento programado. PARÁGRAFO 2o. Durante el Período de Transición la copia de los contratos de suministro y transporte de combustibles, y de transporte de gas natural, así como las garantías de cumplimiento deben enviarse a la CREG a más tardar el veinticinco (25) de noviembre anterior al inicio del nuevo Período de Vigencia de la Obligación. PARÁGRAFO 3o. En aquellos casos en los cuales un generador térmico presente contratos firmes de suministro y/o transporte de gas natural, obtenidos en el mercado secundario de este
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combustible, deberá presentar certificación escrita del representante legal del cesionario del contrato en la que conste las condiciones de duración y las cantidades cedidas. PARÁGRAFO 4o. Durante el primer año del Período de Transición, los agentes generadores con Obligaciones de Energía Firme que planeen utilizar gas natural para respaldar esta obligación, podrán celebrar contratos de suministro y transporte en firme de gas natural que garanticen la disponibilidad del combustible para los primeros seis (6) meses de este primer año, siempre y cuando cumplan alguno de los siguientes requerimientos a más tardar el 1o de abril de 2007: 1. Enviar a la CREG copia de los contratos de suministro y transporte de combustibles para el período comprendido entre el 1o de junio de 2007 y el 30 de noviembre de 2007. 2. Registrar ante el ASIC un Contrato de Respaldo de Energía Firme vigente entre el 1o de junio de 2007 y el 30 de noviembre de 2007, suficiente para cubrir la ENFICC asociada a la Obligación de Energía Firme asignada al agente. Cualquiera sea la alternativa escogida por el agente, deberá respaldarla con una garantía de cumplimiento de acuerdo con lo establecido en el Capítulo VIII de esta resolución y en el parágrafo 2o de este artículo. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 48) (Fuente: R CREG 096/06, Art. 3)
ARTÍCULO 3.16.5.1.6. EXTENSIÓN DE GARANTÍAS CUANDO LOS CONTRATOS DE COMBUSTIBLE NO CUBREN TODO EL PERÍODO DE VIGENCIA DE LA OBLIGACIÓN. Cuando la duración de estos contratos sea inferior al Período de Vigencia de la Obligación, el agente generador deberá garantizar la disponibilidad continua del combustible. Para ello remitirá a la CREG, un mes antes de la fecha de finalización de cada uno de estos contratos, la copia de los contratos firmados que reemplazan a aquellos que están próximos a finalizar, y con la duración mínima establecida en el artículo 3.16.5.1.5 R_CREG_0071_2006 - 48*NO EXISTE EL ARCHIVO .RTF, así como los formatos del artículo 3.16.14.2.1.1 R_CREG_0071_2006 - ANEXO 5*NO EXISTE EL BOOKMARK de esta resolución debidamente diligenciados, correspondientes a la información de los nuevos contratos. Si la duración de los nuevos contratos es inferior al Período de Vigencia de la Obligación el agente deberá remitir, en la misma fecha en que entregue los contratos o en aquella que fije la CREG con base en el artículo 3.16.3.1.2R_CREG_0071_2006 - 18*NO EXISTE EL ARCHIVO .RTF de esta resolución, una garantía que asegure la renovación de los mismos en las condiciones exigidas en este Capítulo. Esta garantía debe cumplir las disposiciones contenidas en el Capítulo VIII de esta resolución. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 49) (Fuente: R CREG 061/07, Art. 16)
ARTÍCULO 3.16.5.1.7. VERIFICACIÓN DE CONTRATOS, LOGÍSTICA Y DISPONIBILIDAD DE COMBUSTIBLES. La CREG verificará la veracidad de la información consignada en los formatos del Anexo 5 R_CREG_0071_2006 - ANEXO 5*NO EXISTE EL BOOKMARK de esta resolución frente a lo estipulado en los contratos de suministro y transporte de combustibles.
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(Fuente: R CREG 071/06, Art. 50)
ARTÍCULO 3.16.5.1.8. EFECTOS DEL INCUMPLIMIENTO EN LA PRESENTACIÓN DE CONTRATOS Y GARANTÍAS. Vencidos los plazos establecidos en esta resolución sin que el generador haya cumplido con la entrega de la copia de los contratos de suministro de combustible, y para el caso de las plantas y/o unidades de generación que vayan a operar con gas natural de los contratos de suministro y transporte de este energético; o de las garantías que aseguren la presentación de los respectivos contratos; a partir de esa misma fecha perderá la asignación de la Obligación de Energía Firme y la remuneración asociada. Igualmente, a partir del vencimiento de dicho plazo, se harán efectivas las garantías de seriedad o de cumplimiento a que se refieren el artículo 45 y el artículo 3.16.5.1.5R_CREG_0071_2006 - 48*NO EXISTE EL BOOKMARK respectivamente, otorgadas por el generador incumplido. PARÁGRAFO. Durante el Período de Transición, este incumplimiento dará lugar a la reasignación de Obligaciones de Energía Firme a prorrata de la Enficc no comprometida, salvo lo previsto en el Parágrafo 4o del artículo 48 de la presente resolución caso en el cual el respectivo agente mantendrá la asignación de la obligación de energía firme durante su periodo de vigencia. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 51) (Fuente: R CREG 086/06, Art. 12)
CAPÍTULO 2 NORMAS SOBRE DISPONIBILIDAD DE COMBUSTIBLES ARTÍCULO 3.16.5.2.1. CAMBIO DEL COMBUSTIBLE REPORTADO PARA LA DETERMINACIÓN DE LA ENERGÍA FIRME PARA EL CARGO POR CONFIABILIDAD DE LAS UNIDADES Y/O PLANTAS TÉRMICAS. Las Unidades y/o Plantas Térmicas a las que se les haya efectuado asignaciones de Obligaciones de Energía Firme con una antelación no inferior a seis (6) meses respecto del inicio de su período de vigencia, garantizadas con contratos y/o garantías para un combustible determinado, podrán optar por cambiar dicho combustible si cumplen los siguientes requisitos: 1. Efectuar la declaración de parámetros a la CREG, para lo cual, debe utilizar los formatos del Anexo 5, numeral 5.2 de la Resolución CREG – 071 de 2006. 2. La declaración de parámetros se deberá efectuar con al menos dos (2) meses, de antelación al inicio del período de vigencia de la Obligación de Energía Firme. Los parámetros declarados por los agentes para el cálculo de la ENFICC serán verificados aplicando los criterios y demás reglas definidas en la Parte 3.16. La contratación de la verificación de los parámetros estará a cargo del agente, quien definirá los Términos de Referencia observando lo dispuesto en el artículo 3.16.1.1. Copia del informe del auditor sobre la verificación de parámetros deberá ser remitido a la CREG junto con la declaración de parámetros. Los valores de los parámetros declarados deben coincidir con los resultados de la auditoría, salvo que confrontados con estos impliquen un menor cálculo de ENFICC. En caso contrario,
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se entenderá que no cumple los requisitos y no podrá efectuar el cambio de combustible reportado para la ENFICC. 3. Dentro de la semana siguiente a la declaración de parámetros, la CREG los publicará en su página web junto con los índices IMM y TCR. 4. Dentro de la semana siguiente a la publicación de parámetros e índices, el agente deberá remitir a la CREG con copia al CND, la declaración de la ENFICC con el nuevo combustible, utilizando para tales efectos el formato de la Parte 3.16. La ENFICC declarada con el nuevo combustible deberá ser por lo menos igual a las Obligaciones de Energía Firme que tiene asignada la Unidad y/o Planta Térmica. En caso contrario se entenderá que no cumple los requisitos y no podrá efectuar el cambio de combustible reportado para la ENFICC. 5. Dentro de la semana siguiente a la declaración de la ENFICC con el nuevo combustible, el CND hará la verificación de la ENFICC de conformidad con el numeral 5.1 del Anexo 5 de la Resolución CREG-071 de 2006 . En caso de que el valor de la ENFICC verificado por el CND sea inferior al valor declarado por el agente se tomará el calculado por el CND; y si este valor es a su vez inferior a las Obligaciones de Energía Firme que tiene asignada la Unidad y/o Planta Térmica, se entenderá que no cumple los requisitos y no podrá efectuar el cambio de combustible reportado para la ENFICC. 6. Entregar a la CREG copia de los contratos del nuevo combustible, por lo menos, con un (1) mes de anticipación al inicio del período de vigencia de las Obligaciones de Energía Firme. Comprende suministro y transporte, según aplique. Adicionalmente, deberá entregar la Licencia Ambiental en la cual se apruebe la operación con el nuevo combustible. 7. Cumplidos y aprobados todos los pasos del procedimiento, la planta y/o unidad térmica queda autorizada a cubrir las Obligaciones de Energía Firme con el nuevo combustible. En caso contrario, la planta y/o unidad térmica deberá cumplir las Obligaciones de Energía Firme asignadas con el combustible original, o sea, el combustible con el cual se le asignaron las Obligaciones de Energía Firme. (Fuente: R CREG 085/07, Art. 12)
ARTÍCULO 3.16.5.2.2. REGLAS PARA PARTICIPAR EN LA ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME CON PLANTAS O UNIDADES TÉRMICAS QUE UTILICEN COMBUSTIBLE LÍQUIDO. Quienes aspiren a participar en asignaciones de Obligaciones de Energía Firme que se realicen con una antelación mayor a dos años del inicio del Período de Vigencia de la Obligación con plantas o unidades térmicas que utilicen combustible líquido y no cuenten con el respectivo contrato de combustible, podrán optar por: i) Entregar la garantía señalada en la Parte 3.16; o ii) Entregar el contrato de combustible, los contratos de servicios con terceros y el documento de logística de abastecimiento, de acuerdo con lo establecido en el artículo 3.16.5.4.1 de esta resolución, al menos dos años antes del inicio de cada año del Período de Vigencia de la Obligación de Energía Firme.
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Para acogerse a la opción (ii), el representante de la planta y/o unidad de generación térmica deberá manifestarlo por escrito a la CREG, indicando por lo menos la siguiente información: 1. Tipo(s) de combustible(s) líquido(s) a utilizar y cantidades para lo cual se deberán utilizar los formatos de la Parte 3.16. 2. Posible suministrador. 3. Informar si en la fecha de la declaración cuenta o no con la infraestructura necesaria para operar con el combustible líquido, y 4. Año de vigencia de la Obligación de Energía Firme que se va a respaldar. La comunicación suscrita por el representante deberá ser entregada a la Comisión en la fecha establecida para la entrega de los contratos de suministro y transporte de combustible y/o las garantías, de acuerdo con el cronograma que para tal efecto defina la CREG en cumplimiento del artículo 3.16.3.1.2 de esta resolución o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan. En caso de no contar con la infraestructura para operar con el combustible líquido en la fecha de la declaración, el representante de la planta y/o unidad de generación térmica deberá entregar, en la misma fecha en que debe entregar el contrato, la siguiente documentación: a) Garantía para amparar la construcción y puesta en operación de la infraestructura requerida, tal como se define la garantía prevista en el Capítulo 4 del Reglamento de Garantías para el Cargo por Confiabilidad contenido en la Parte 8.4; b) Cronograma de construcción; c) Curva S, y d) Licencia Ambiental para operar con el combustible líquido. Quien no entregue oportunamente el contrato de combustible, la garantía señalada, el cronograma de construcción y la Curva S, perderá el derecho a la asignación de la Obligación de Energía Firme, tanto para el año de vigencia declarado en la manifestación escrita, como para los siguientes años cuando la asignación de la planta y/o unidad comprenda varios años de Obligaciones de Energía Firme. El cumplimiento de la conversión de la planta o unidad para usar el combustible líquido, tendrá lugar a partir de la fecha en que una firma auditora reconocida, contratada por el generador, ejecute una prueba de generación a la planta operando con el combustible líquido, de acuerdo con lo establecido en el Capítulo 3.2.12.3 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, y verifique el funcionamiento adecuado de la infraestructura requerida para el suministro y manejo del combustible. Esta prueba debe haber sido exitosa. PARÁGRAFO 1o. En caso de que el período de vigencia de la Obligación de Energía Firme asignada a quien se acoja a la opción ii) de que trata el presente artículo, sea superior a dos años, el agente deberá entregar el contrato de combustible, los contratos de servicios con terceros y el documento de logística de abastecimiento con una antelación no inferior a dos
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años, contados desde el inicio de cada uno de los años del período de vigencia de la Obligación de Energía Firme. PARÁGRAFO 2o. A quienes se acojan a la opción ii) previstas en este artículo no les aplicará lo definido en el Reglamento de Garantías para el Cargo por Confiabilidad adoptado mediante la Resolución CREG-061 de 2007, específicamente sobre: i) Garantía para amparar la disponibilidad de contratos de combustible durante el período de planeación, y ii) Garantía para amparar la continuidad de contratos de combustible cuando su duración sea inferior al período de vigencia de la obligación. PARÁGRAFO 3o. Quienes se acojan parcialmente a la opción ii), es decir, que decidan operar con gas en una parte, deberán cumplir con la regulación existente para esa parte, en lo que respecta a las garantías y entrega de contratos de suministro y transporte. PARÁGRAFO 4o. La variable OEFPn,C4 establecida en el Reglamento de Garantías aprobado mediante la Resolución CREG-031 de 2007 , será igual a la Obligación de Energía Firme que será respaldada con el combustible líquido en el año de inicio del Período de Vigencia de la Obligación de Energía Firme. (Fuente: R CREG 085/07, Art. 13) (Fuente: R CREG 181/10, Art. 1)
ARTÍCULO 3.16.5.2.3. CONTRATACIÓN DE COMBUSTIBLES PARA EL MERCADO SECUNDARIO DE ENERGÍA FIRME. La Energía de Referencia para el Mercado Secundario de Unidades y/o Plantas Térmicas debe estar respaldada con contratos de suministro combustible y la contratación en firme de transporte de gas natural, según sea el caso, en las cantidades necesarias para respaldar las cantidades a ofertar. La verificación de la existencia de los contratos de combustible en las cantidades que se requieren para respaldar las transacciones en el Mercado Secundario, deberá realizarla el agente que compra el respaldo en el momento de celebrar el contrato. (Fuente: R CREG 085/07, Art. 14)
ARTÍCULO 3.16.5.2.4. CAMBIO DE COMBUSTIBLE DURANTE EL PERIODO DE VIGENCIA DE LAS OEF. Una vez superado el plazo máximo de que trata el artículo 3.16.5.2.1 de esta resolución y hasta cuatro (4) meses antes de que finalicen las obligaciones, los agentes con plantas de generación térmica podrán optar por el cambio de combustible para el período de vigencia de las obligaciones asignadas que falten por cumplir, dando aplicación a las siguiente reglas: 1. Todas las obligaciones previstas en el cronograma del proceso de asignación de las OEF que se tengan que cumplir hasta el momento de iniciar el proceso de cambio de combustible de que trata esta resolución se deben haber cumplido. Por lo tanto, el cubrimiento de la OEF anual tuvo que haber estado asegurado antes de dar aplicación al presente mecanismo. 2. El agente interesado debe efectuar la declaración de parámetros a la CREG para lo cual deberá utilizar los formatos del Anexo 5, numeral 5.2, de la Resolución CREG 071 de 2006
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. Para la declaración de los parámetros de suministro de combustibles y transporte de gas natural solamente se deberán diligenciar los meses correspondientes al período en que se va a utilizar el nuevo combustible declarado. Los meses anteriores a la declaración del nuevo combustible se asumirán con valor cero (0). 3. Los Costos Variables de Combustible Estimados (CVCE), con el nuevo combustible no podrán superar el Precio de Escasez Parte Combustible vigente en el mes para el cual se hace el cálculo del CVCE. En caso contrario, se entenderá que no cumple los requisitos y no podrá efectuar el cambio de combustible reportado para la ENFICC. El CND deberá hacer la comprobación de lo definido en el presente numeral para lo cual aplicará lo definido en el artículo 3.16.3.4.1 de esta resolución para el cálculo del CVCE de la planta y/o unidad que solicita el cambio de combustible. 4. Los parámetros declarados por los agentes para el cálculo de la ENFICC serán verificados aplicando los criterios y demás reglas definidas en la Parte 3.16. La contratación de la verificación de los parámetros estará a cargo del agente, quien deberá definir los términos de referencia observando lo dispuesto en el numeral 6.1 del Anexo 6 de la Resolución CREG 071 de 2006 . Copia del informe del auditor sobre la verificación de parámetros deberá ser remitido a la CREG junto con la declaración de parámetros. Los valores de los parámetros declarados deben coincidir con los resultados de la auditoría, salvo que confrontados con estos impliquen un menor cálculo de ENFICC. En caso contrario, se entenderá que no cumple los requisitos y no podrá efectuar el cambio de combustible reportado para la ENFICC. 5. Dentro de la semana siguiente a la declaración de parámetros, la CREG los publicará en su página web junto con los índices IMM y TCR. 6. Dentro de la semana siguiente a la publicación de parámetros e índices, el agente deberá remitir a la CREG con copia al CND, la declaración de la ENFICC con el nuevo combustible, utilizando para tales efectos el formato de la Parte 3.16. La ENFICC declarada con el nuevo combustible deberá ser por lo menos igual a las Obligaciones de Energía Firme que tenga asignadas la Planta y/o Unidad Térmica. En caso contrario se entenderá que no cumple los requisitos y no podrá efectuar el cambio del combustible con el cual se tienen cumplidos todos los requisitos para cubrir las OEF. 7. Dentro de la semana siguiente a la declaración de la ENFICC con el nuevo combustible, el CND hará la verificación de la ENFICC de conformidad con el artículo 41 y el numeral 5.1 del Anexo 5 de la Resolución CREG 071 de 2006 . En caso de que el valor de la ENFICC verificado por el CND sea inferior al valor declarado por el agente, se tomará el calculado por el CND; y si este valor es a su vez inferior a las Obligaciones de Energía Firme que tiene asignadas la Planta y/o Unidad Térmica, se entenderá que no cumple los requisitos y no podrá efectuar el cambio de combustible reportado para la ENFICC.
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Para la verificación de la ENFICC de las plantas o unidades térmicas (ENFICCPT) de que trata la ecuación definida en los numerales 3.2 y 3.2.2 de la Parte 3.16 se tendrá en cuenta que las variables hi y daño, para efectos de este procedimiento, se definen así: hi: Horas de operación con el combustible i con la combinación de combustibles. La suma de hi para los n combustibles de los que dispondrá la planta para operar, deberá ser igual al número de horas de los meses con el nuevo combustible del Período de Vigencia de la Obligación. daño: Días de los meses con el nuevo combustible del Período de Vigencia de la Obligación. 8. El agente deberá entregar a la CREG copia de los contratos del nuevo combustible, por lo menos, con cinco (5) días hábiles de anticipación al inicio del mes en que entrará a aplicar el nuevo combustible a cubrir las Obligaciones de Energía Firme. Los contratos comprenden suministro y transporte, según aplique. Adicionalmente, deberá entregar la licencia ambiental o el documento que defina la autoridad ambiental en la cual se apruebe la operación con el nuevo combustible. 9. Cumplidos y aprobados todos los pasos del procedimiento, la Planta y/o Unidad Térmica queda autorizada a cubrir las Obligaciones de Energía Firme con el nuevo combustible. En caso contrario, la Planta y/o Unidad Térmica deberá cumplir las Obligaciones de Energía Firme asignadas con el combustible original o sea el combustible con el cual haya cumplido todos los requisitos para cubrir las OEF. 10. El cambio de combustible autorizado aplica a partir del primer día del mes siguiente a la fecha de finalización del procedimiento de cambio de combustible. (Fuente: R CREG 070/14, Art. 1)
CAPÍTULO 3 POR EL CUAL SE ADICIONAN Y MODIFICAN DISPOSICIONES DE LAS RESOLUCIONES CREG 071 DE 2006 Y CREG 085 DE 2007 Y SE DICTAN OTRAS NORMAS SOBRE EL CARGO POR CONFIABILIDAD ARTÍCULO 3.16.5.3.1. OPCIÓN A LA ENTREGA DE CONTRATOS DE COMBUSTIBLE. Un agente generador que represente a una planta con Asignación de Obligaciones de Energía Firme que haya optado por la alternativa ii) del artículo 3.16.5.2.2 de esta resolución tendrá como opción a la obligación establecida en ese numeral, celebrar y entregar al ASIC un contrato de cesión de la OEF asignada para el período de doce (12) meses por lo menos en una porción igual a la parte no cubierta por el contrato de combustible, con una o varias plantas con ENFICC no comprometida, quienes deberán comprometerse a asumir la OEF en las mismas condiciones en que se le asignó al cedente. El perfeccionamiento de la cesión deberá estar condicionado a la no entrega de los contratos de combustible y el documento de logística, cuando aplique, por parte del agente cedente. El ASIC verificará que el contrato de cesión cumpla estas condiciones. El agente que no cumpla con la entrega de los contratos y el documento de logística, cuando
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aplique, de acuerdo con la alternativa ii) del artículo 3.16.5.2.2 de esta resolución ni cumpla con todos los requisitos indicados anteriormente, perderá las OEF asignadas. Los agentes que se acojan a la opción contenida en este artículo deberán entregar con al menos un mes de anticipación al inicio del Período de Vigencia de las Obligaciones los siguientes documentos: 1. Los contratos de combustible y el documento de logística, cuando aplique, necesarios para cubrir la parte de la OEF respaldada por la opción a que se refiere este artículo. 2. Certificado de auditor en donde este manifieste, sin ambigüedades, que el contrato cuenta con cantidades necesarias para respaldar las OEF, según lo definido en la Parte 3.16. Las plantas que vayan a utilizar combustibles líquidos y que en los últimos seis meses no hayan operado con ellos, en la auditoría deberán: i) Revisar que la planta de generación puede operar con el combustible que respalda, y ii) Aplicar el procedimiento definido en el artículo 3.16.5.4.2 de esta resolución para verificar el contrato y la logística. De no cumplir con las obligaciones señaladas en el inciso anterior se aplicarán las siguientes reglas: a) Se perfeccionará el contrato de cesión de las OEF de que trata este artículo y la OEF asignada a la planta se ajustará a la cantidad garantizada con el contrato de combustible entregado en la fecha prevista para la entrega del contrato, según la alternativa ii) del artículo 3.16.5.2.2 de esta resolución. b) Para optar por asignaciones con esta planta o unidad que se realicen posteriormente deberá presentar el contrato de combustibles necesario para garantizar la ENFICC. PARÁGRAFO 1o. La firma de auditoría se deberá contratar observando lo dispuesto en el numeral 6.1 del Anexo 6 de la Resolución número CREG 071 de 2006 , de la lista de auditores publicada por el CNO para adelantar las labores de que trata el Capítulo 3.16.5.4. PARÁGRAFO 2o. Las plantas térmicas que tengan respaldadas sus OEF con gas natural y deseen hacer uso de la opción del presente artículo lo podrán hacer dentro de los 12 meses calendario inmediatamente anteriores al inicio del Período de Vigencia de las Obligaciones, con lo cual podrán sustituir la garantía de disponibilidad de contratos de combustible de que trata el Capítulo 5 del Reglamento de Garantías del Cargo por Confiabilidad contenido en la Parte 8.4. (Fuente: R CREG 148/10, Art. 1) (Fuente: R CREG 005/13, Art. 4) (Fuente: R CREG 161/10, Art. 1)
CAPÍTULO 4 POR LA CUAL SE ADICIONAN Y MODIFICAN DISPOSICIONES DE LA RESOLUCIÓN CREG 085 DE 2007 Y SE DICTAN OTRAS NORMAS SOBRE EL CARGO POR CONFIABILIDAD
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ARTÍCULO 3.16.5.4.1. CONTRATOS Y DOCUMENTOS DE LOGÍSTICA DE ABASTECIMIENTO A ENTREGAR POR AGENTES GENERADORES CON PLANTAS Y/O UNIDADES TÉRMICAS QUE UTILICEN COMBUSTIBLE LÍQUIDO. Para la entrega de los contratos y documentos de logística de abastecimiento los agentes generadores con plantas y/o unidades térmicas que utilicen combustible líquido para respaldar Obligaciones de Energía Firme tendrán en cuenta las siguientes reglas: 1. Contratos de combustible. Adicional a lo definido en la Parte 3.16, los contratos de combustible deberán contener una cláusula de compensación en donde por cada barril de combustible no entregado cuando se solicita, se pague por lo menos un valor equivalente al Cargo por Confiabilidad. Los contratos no deberán tener situaciones eximentes a la compensación. 2. Contratos de servicios con terceros. Corresponde a los contratos de servicios con terceros, requeridos para asegurar el abastecimiento oportuno del combustible a la planta en todo momento y que no se encuentran incluidos en el contrato de combustible. 3. Documento de logística de abastecimiento. El documento de logística de abastecimiento deberá tener una descripción detallada de la forma en que operará la logística de abastecimiento demostrando cómo encadenan todas las partes intervinientes en él para asegurar el abastecimiento oportuno del combustible a la planta en todo momento. El documento deberá ser claro y conciso sobre capacidad de almacenamiento propio y del distribuidor mayorista para atender el contrato, las capacidades deberán estar certificadas por entidades acreditadas para tal fin; puntos de entrega; período de entrega; número y capacidad de las bahías de descargue; transporte por carretera; transporte por ríos, caso en el cual se deberá considerar los períodos de bajos caudales como los de la época del fenómeno del pacífico; transporte por mar; calidad del producto para cumplir con la regulación ambiental y cualquier otro elemento que se tenga definido en la logística de abastecimiento. PARÁGRAFO. Los agentes generadores con plantas y/o unidades térmicas que a la fecha de expedición de la presente norma tengan asignadas Obligaciones de Energía Firme, OEF, respaldadas con combustibles líquidos deberán entregar a la CREG el documento de logística de abastecimiento, teniendo en cuenta las siguientes reglas: i) Plantas y/o unidades cuyo inicio del Período de Vigencia de la Obligación es inferior a un año, contado a partir de la publicación en el Diario Oficial del Capítulo 3.16.5.4, deberán entregar el documento de logística de abastecimiento dentro de los cuatro (4) meses siguientes a la publicación en el Diario Oficial de la Resolución CREG 003 de 2011 ; ii) Plantas y/o unidades cuyo inicio del Período de Vigencia de la Obligación es igual o mayor a un año, contado a partir de la publicación en el Diario Oficial del Capítulo 3.16.5.4, deberán entregar el documento de logística de abastecimiento a más tardar un año antes del inicio del Período de Vigencia de la Obligación. En la misma fecha deberán entregar el contrato de suministro de combustible de acuerdo con lo definido en la norma vigente al momento de la asignación. (Fuente: R CREG 181/10, Art. 3) (Fuente: R CREG 003/11, Art. 1)
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ARTÍCULO 3.16.5.4.2. AUDITORÍA DE CONTRATOS Y DOCUMENTOS DE LOGÍSTICA DE ABASTECIMIENTO ENTREGADOS POR AGENTES GENERADORES CON PLANTAS Y/O UNIDADES TÉRMICAS QUE UTILICEN COMBUSTIBLE LÍQUIDO. La auditoría de todos los contratos y documentos de logística de abastecimiento entregados por agentes generadores con plantas y/o unidades térmicas que utilicen combustible líquido, será realizada por una firma de auditoría que contratará el CND observando lo dispuesto en el artículo 3.16.15.1, de la lista de auditores publicada por el C.N.O., para adelantar las siguientes labores: 1. Verificar las cantidades contratadas, según lo definido en el Anexo 6 de la Resolución CREG 071 de 2006 . 2. Verificar que el contrato tiene la cláusula de compensación según lo definido en el artículo 3.16.5.4.1, numeral 1 de la presente resolución. 3. Verificar que las cantidades contratadas de servicios de terceros son coherentes con lo reportado en el documento de logística. 4. Aplicando las mejores prácticas de la ingeniería, evaluar el esquema logístico de abastecimiento propuesto por el agente generador, revisando en sitio la infraestructura reportada; capacidades de almacenamiento; punto y capacidades de descarga de producto; tiempo de programación y recibo de producto; bien sea de refinería, importación y/o poliductos; capacidades de transporte por río, considerando la condición de bajos caudales; y cualquier otro elemento que se haya definido en la logística de abastecimiento. 5. En caso de que un mismo Distribuidor Mayorista tenga contratos con varias plantas térmicas, verificar la disponibilidad de capacidad de la infraestructura del Distribuidor para atender simultáneamente las plantas con las cuales tenga contratos. Si la cantidad de combustible que se ofrece para respaldar la obligación, verificada por el Auditor teniendo en cuenta la capacidad de infraestructura y la logística contratadas, es inferior a lo declarado por el agente y a su vez es inferior a lo requerido para cubrir las Obligaciones de Energía Firme, OEF, la planta térmica perderá las OEF. El auditor recibirá de la CREG los contratos y documentos de logística de abastecimiento entregados por los agentes generadores con plantas térmicas que van a respaldar sus Obligaciones de Energía Firme con combustibles líquidos. El proceso de auditoría deberá finalizar a más tardar un año y medio antes del inicio de la OEF. El costo de la auditoría será asumido por los agentes generadores con plantas térmicas que declaren respaldo de energía firme con combustibles líquidos a prorrata de la ENFICC declarada. (Fuente: R CREG 181/10, Art. 4)
CAPÍTULO 5 POR EL CUAL SE DEFINE UNA OPCIÓN CON GAS NATURAL IMPORTADO PARA RESPALDAR OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME DEL CARGO POR CONFIABILIDAD
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Y SE ADOPTAN OTRAS DISPOSICIONES
SECCIÓN 1 PARTICIPACIÓN EN LA SUBASTA O EN EL MECANISMO DE ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME CON GAS NATURAL IMPORTADO ARTÍCULO 3.16.5.5.1.1. OPCIÓN PARA PARTICIPAR EN LAS ASIGNACIONES DEL CARGO POR CONFIABILIDAD CON PLANTAS Y/O UNIDADES TÉRMICAS QUE UTILICEN GAS NATURAL IMPORTADO, OPACGNI. Quienes aspiren a participar en asignaciones de Obligaciones de Energía Firme del Cargo por Confiabilidad con plantas y/o unidades térmicas podrán utilizar gas natural importado desde un mercado líquido para respaldar su ENFICC, para lo cual deberán cumplir las disposiciones contenidas en esta resolución. (Fuente: R CREG 106/11, Art. 2)
ARTÍCULO 3.16.5.5.1.2. REQUISITOS PARA ACOGERSE A LA OPACGNI. Para acogerse a la OPACGNI el representante de la planta y/o unidad de generación térmica deberá manifestarlo por escrito a la CREG en la oportunidad que se establezca en el cronograma que defina la Comisión en cumplimiento del artículo 3.16.3.1.2 de esta resolución, indicando por lo menos la siguiente información y cumpliendo las siguientes reglas: a) Deberá presentar una declaración de que cumplirá las condiciones establecidas en el artículo 3.16.5.5.1.3 de esta resolución en caso de que se requiera nueva infraestructura para importar gas natural; b) Deberá señalar las cantidades de gas a respaldar con gas importado para lo cual se deberán utilizar los formatos del Anexo 5 de la Resolución CREG 071 de 2006 ; c) Deberá indicar el año o años de vigencia de la Obligación de Energía Firme que va a respaldar. PARÁGRAFO. Quienes se acojan a la OPACGNI para cubrir parcialmente las OEF deberán cumplir con la regulación vigente en lo que respecta a las garantías y entrega de contratos de suministro y transporte para la parte que no se respalde con gas natural importado. (Fuente: R CREG 106/11, Art. 3)
ARTÍCULO 3.16.5.5.1.3. CONDICIONES PARA RESPALDAR LAS OEF CON GAS NATURAL IMPORTADO CUANDO SE REQUIERA NUEVA INFRAESTRUCTURA DE IMPORTACIÓN. Si para la importación del gas natural con el que se respaldará la OEF se requiere nueva infraestructura de importación, el o los generadores deberán cumplir los siguientes requisitos en las fechas que defina la regulación: i) Organización. Entregar un esquema de organización y el cronograma detallado por actividades del proceso a seguir para obtener gas natural importado; ii) Esquema de selección. Entregar un documento en el que conste el esquema para seleccionar el constructor y operador de la infraestructura de importación;
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iii) Construcción y operación de la infraestructura de importación. Entregar, auditados, como se señala más adelante, los contratos de construcción y operación de la infraestructura, la curva S y el cronograma de construcción. La auditoría deberá verificar, utilizando las mejores prácticas de ingeniería, que el cronograma de construcción de la infraestructura de importación permita establecer que esta estará en operación antes del inicio del período de vigencia de las OEF. Adicionalmente, el auditor verificará que la capacidad contratada sea suficiente para garantizar las OEF asignadas. El cronograma de construcción, la curva S y el informe del auditor deberán ser entregados a la CREG en la misma fecha de los contratos de construcción y operación; iv) Contratos de suministro y transporte de gas. Entregar, un año antes del inicio de cada año del Período de Vigencia de la Obligación de Energía Firme, debidamente auditado, el contrato para el suministro de gas natural importado desde un mercado líquido. Entregar, debidamente auditado, el contrato de transporte en el Sistema Nacional de Transporte de Gas, SNT, con capacidad en firme que garantice el transporte del gas importado hasta la planta. El contrato deberá entregarse al menos un año antes del inicio de cada año del Período de Vigencia de la Obligación de Energía Firme. La auditoría deberá verificar que el suministro de gas y la capacidad de transporte contratados sean suficientes para garantizar las OEF asignadas y respaldadas con este combustible. El incumplimiento de cualquiera de los requisitos anteriormente señalados en los plazos que se definan dará lugar, según corresponda, a que el agente no pueda participar en la subasta o el mecanismo de asignación o, si se trata de requisitos que se deban cumplir con posterioridad a la subasta o el mecanismo de asignación, a la pérdida de la totalidad de la Obligación de Energía Firme respaldada parcial o totalmente con gas natural importado. PARÁGRAFO 1o. El auditor será contratado por el (los) agente(s) generador(es) que se acoja(n) a la OPACGNI, observando lo dispuesto en el artículo 3.16.1.1, seleccionándolo de una lista de auditores publicada por el CNO gas. El CNO gas publicará la lista en un plazo de seis (6) meses, contados a partir de la vigencia de la presente resolución. El CNO gas podrá actualizar la lista cuando lo considere conveniente. PARÁGRAFO 2o. Quienes para respaldar las OEF con gas natural importado requieran nueva infraestructura de importación de gas natural deberán entregar la garantía de suministro combustible definida en la Parte 8.4 en la fecha definida para entrega de garantías, según el cronograma que defina la Comisión en cumplimiento del artículo 18 de la Resolución CREG 071 de 2006 . PARÁGRAFO 3o. Para el cálculo de los índices TCR e IMM de que trata la Parte 3.16 se aplicará lo siguiente: i) Para el cálculo del índice TCR se aplicará lo definido en la Parte 3.16;
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ii) Para el cálculo del índice IMM la CREG utilizará la capacidad de la infraestructura de importación, asimilándola a la capacidad de producción del campo, y los contratos para el uso de esa infraestructura. PARÁGRAFO 4o. El gas natural importado que entre al SNT deberá cumplir las disposiciones establecidas en el Reglamento Único de Transporte o aquellas disposiciones que lo modifiquen, adicionen o complementen. (Fuente: R CREG 106/11, Art. 4)
ARTÍCULO 3.16.5.5.1.4. AUDITORÍA DE CONSTRUCCIÓN DE NUEVA INFRAESTRUCTURA PARA IMPORTACIÓN DE GAS NATURAL PARA LA OPACGNI. Los agentes generadores que se acojan a la OPACGNI con la construcción de la infraestructura nueva para importación de gas natural de un mercado líquido deberán adoptar las medidas necesarias para garantizar que se realice una auditoría durante el proceso de construcción para cada nueva infraestructura que deberá cumplir los siguientes requisitos: 1. Será contratada por el ASIC observando lo dispuesto en el artículo 3.16.1.1, seleccionándolo de una lista de auditores publicada por el CNO gas. 2. El costo de auditoría será pagado por la(s) planta(s) y/o unidad(es) térmica(s) que se hayan acogido a la OPACGNI con la misma nueva infraestructura, en proporción a la cantidad respaldada con esta opción. 3. El Auditor designado para verificar el cumplimiento del cronograma de construcción, la curva S y la puesta en operación de la infraestructura, deberá entregar cada trimestre al Ministerio de Minas y Energía, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, la Unidad de Planeación Minero-Energética y al Centro Nacional de Despacho un informe de avance del proyecto y un informe final a su culminación. 4. El Auditor deberá observar las condiciones definidas en los numerales 4, 5, 6, 7 y 9 del artículo 3.16.1.1 de esta resolución. 5. Cuando sea del caso, el Auditor será el responsable de informar al ASIC el número de días de retraso de entrada en operación de la infraestructura de importación con relación a la curva S entregada por el agente a la CREG. (Fuente: R CREG 106/11, Art. 5)
ARTÍCULO 3.16.5.5.1.5. INCUMPLIMIENTO EN EL CRONOGRAMA DE CONSTRUCCIÓN. El retraso en el cronograma de construcción de la Nueva infraestructura de importación frente al Inicio del Período de Vigencia de la Obligación, IPVO, que no constituya incumplimiento grave e insalvable dará lugar a las siguientes obligaciones: i) Obligación de el o los agentes de garantizar el cumplimiento de la Obligación de Energía Firme asignada mediante alguno de los Anillos de Seguridad, y ii) Obligación de el o los agentes de constituir y entregar garantía de construcción de la Nueva infraestructura de gas importado por todas la OEF respaldadas con dicha infraestructura, que cumpla con las condiciones definidas en el Anexo de esta Resolución, teniendo en cuenta el ajuste por incumplimiento de
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cronograma. Las anteriores obligaciones se deberán cumplir en los quince (15) días hábiles siguientes a la entrega del informe de que trata el artículo 3.16.5.5.1.4 de esta resolución. Habrá lugar a la pérdida de las asignaciones de las Obligaciones de Energía Firme y a la ejecución de la garantía, si es del caso. El retraso en el cronograma de construcción de la infraestructura de la importación frente al IPVO, que constituya incumplimiento grave e insalvable, entendido como aquel mayor a un año, dará lugar a la pérdida de la asignación de las Obligaciones de Energía Firme que hayan sido respaldadas parcial o totalmente con gas natural importado y a la ejecución de la garantía, si es del caso, cuando no se cumpla con las obligaciones antes descritas en los plazos señalados. PARÁGRAFO. Si en la fecha de presentación de los contratos de construcción y operación de la infraestructura, la curva S y el cronograma de construcción, hay un retraso en la entrada en operación de la nueva infraestructura de importación frente al Inicio del Período de Vigencia de la Obligación (IPVO), dentro del tiempo que no constituya incumplimiento grave e insalvable, se da la opción para que a más tardar el 1o de diciembre de 2014, presenten la constitución, verificada por el auditor, de las obligaciones i) y ii) contempladas en el inciso primero del presente artículo. En relación con la constitución de la garantía de construcción de la Nueva Infraestructura de Gas Importado, la misma puede ser constituida ya sea por el representante legal de la empresa o por un tercero interesado en el proyecto. (Fuente: R CREG 106/11, Art. 6) (Fuente: R CREG 142/14, Art. 1)
ARTÍCULO 3.16.5.5.1.6. ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME DEL CARGO POR CONFIABILIDAD A PLANTAS TÉRMICAS QUE SE ACOJAN A LA OPACGNI CON NUEVA INFRAESTRUCTURA DE IMPORTACIÓN DE GAS NATURAL. Las plantas y/o unidades térmicas que se acojan a la OPACGNI con nueva infraestructura de importación podrán seleccionar el Período de Vigencia de la Obligación, según defina la CREG en la resolución que expida en cumplimiento del artículo 3.16.3.1.2 de esta resolución, siempre que el gas natural importado con el que se respalde la obligación represente por lo menos el 50% del combustible requerido para la ENFICC de la planta y/o unidad. En caso de que la cantidad de gas natural importado sea inferior al porcentaje anteriormente señalado, la asignación será de un (1) año. (Fuente: R CREG 106/11, Art. 7)
ARTÍCULO 3.16.5.5.1.7. CONDICIONES PARA RESPALDAR LAS OEF CON GAS IMPORTADO HACIENDO USO DE INFRAESTRUCTURA EXISTENTE DE IMPORTACIÓN DE GAS NATURAL DE UN MERCADO LÍQUIDO. En caso de contar con infraestructura existente para importar el gas natural de un mercado líquido y con el acceso a la misma, los representantes de las plantas y/o unidades de generación térmica que deseen acogerse a la OPACGNI deberán cumplir los siguientes requisitos: 1. Entregar, en la fecha de la declaración, debidamente auditado, el contrato celebrado con el propietario o representante de la infraestructura de importación. En el contrato deberá
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señalarse expresamente la capacidad en firme contratada. 2. Entregar, un año antes del inicio de cada año del Período de Vigencia de la Obligación de Energía Firme, debidamente auditado, el contrato celebrado con comercializador de gas natural importado de un mercado líquido para el suministro de gas. 3. Entregar, debidamente auditado, el contrato de transporte en el Sistema Nacional de Transporte de Gas, SNT, con capacidad en firme hasta la planta, al menos un año antes del inicio de cada año del Período de Vigencia de la Obligación de Energía Firme. La auditoría deberá verificar que las cantidades de gas y de capacidad de transporte contratadas sean suficientes para garantizar las OEF asignadas. El incumplimiento en la entrega oportuna de alguno de los documentos definidos en este artículo dará lugar a la pérdida de los derechos a la asignación de la Obligación de Energía Firme que hayan sido respaldadas total o parcialmente con gas importado. PARÁGRAFO 1o. A quienes se acojan a la OPACGNI haciendo uso de infraestructura existente de importación de gas natural, no les aplicará lo definido en el Reglamento de Garantías para el Cargo por Confiabilidad adoptado mediante la Parte 8.4, específicamente en los siguientes aspectos: i) Garantía para amparar la disponibilidad de contratos de combustible durante el período de planeación, ii) Garantía para amparar la continuidad de contratos de combustible cuando su duración sea inferior al período de vigencia de la obligación. PARÁGRAFO 2o. Para el cálculo de los índices TCR e IMM de que trata la Parte 3.16 se aplicará lo siguiente: i) Para el cálculo del índice TCR se aplicará lo definido en la Parte 3.16; ii) Para el cálculo del índice IMM la CREG utilizará la capacidad de la infraestructura de importación, asimilándola a la capacidad de producción del campo, y los contratos para el uso de esa infraestructura. PARÁGRAFO 3o. El gas natural importado que entre al Sistema Nacional de Transporte deberá cumplir las disposiciones establecidas en el Reglamento Único de Transporte o aquellas disposiciones que lo modifiquen, adicionen o complementen. (Fuente: R CREG 106/11, Art. 8)
ARTÍCULO 3.16.5.5.1.8. COMBUSTIBLE PARA LAS PRUEBAS DE DISPONIBILIDAD DE PLANTAS TÉRMICAS QUE UTILIZAN GAS NATURAL IMPORTADO. Las plantas de generación térmica que declaren gas natural importado como único combustible para respaldar Obligaciones de Energía Firme, podrán optar por hacer las pruebas de que tratan las Parte 3.16 y Capítulo 3.16.6.3, y las que las modifiquen o adicionen, con un combustible alterno al gas natural importado. Las plantas o unidades de generación que declaren gas natural importado y otro combustible, podrán hacer las pruebas con este último combustible.
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(Fuente: R CREG 106/11, Art. 9)
ARTÍCULO 3.16.5.5.1.9. VERIFICACIÓN DE CUMPLIMIENTO DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME DE PLANTAS TÉRMICAS CON GAS NATURAL IMPORTADO. Las plantas y/o unidades de generación térmica que respalden las OEF con gas natural importado en una cantidad de por lo menos el 50% del combustible requerido para la ENFICC de la planta, podrán generar con un combustible alterno para la verificación del cumplimiento de las Obligaciones de Energía Firme durante los períodos fuera del Período de Riesgo de Desabastecimiento, para lo cual se aplicarán las siguiente reglas: i) Se determina el factor k como la relación entre la Capacidad Efectiva Neta con el combustible alterno y la Capacidad Efectiva Neta con gas natural importado, factor este que multiplicará, siempre que sea menor que uno (1), las Obligaciones Diarias de Energía Firme; ii) La Remuneración Real Individual Diaria RRID, de la Obligación de Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i en el día d del mes m (RRIDi,d,m) se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:
Donde: DCi,h,d,m:
Disponibilidad Comercial de la planta i en la hora h del día d del mes m, expresado en kilovatios (kW), sin considerar la indisponibilidad respaldada mediante contratos de respaldo, declaraciones de respaldo o cualquier otro anillo de seguridad. Este respaldo debió registrarse previamente ante el ASIC. Cuando el precio de bolsa sea mayor que el precio de escasez se considerarán las cantidades despachadas de estos tipos de cubrimiento. Cuando no se cumpla la condición anterior, se considerará la cantidad registrada de estos tipos de cubrimiento.
El cálculo de esta componente se realizará de la siguiente forma:
Donde: CCRi,d,m:
Compras en contratos de respaldo o en declaraciones de respaldo para la planta o unidad de generación i vigentes el día d del mes m.
DispComNormali,h,d:
Disponibilidad Comercial Normal calculada según la metodología definida en la Parte 3.2 para la planta o unidad de generación i en la hora h del día d.
CEN:
Capacidad Efectiva Neta de la planta o unidad de generación i en la
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hora h. ODEFRi,d,m:
Obligación Diaria de Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i en el día d del mes m, expresada en kilovatios-hora (kWh).
VCPi,d,m:
Ventas en contratos de respaldado o en declaraciones de respaldo con la planta o unidad de generación i vigentes el día d del mes m.
PCCi,m:
Precio Promedio Ponderado del Cargo por Confiabilidad de la Obligación de Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i vigente en el mes m, expresado en dólares por kilovatio-hora (US$/kWh), que se calculará de acuerdo con la siguiente expresión:
Donde: Pi,m,s:
Precio al cual fue asignada la Obligación de Energía Firme asociada a la planta y/o unidad de generación i vigente en el mes m, asignada en la subasta s o en el mecanismo que haga sus veces, expresado en dólares por kilovatio hora (US$/kWh).
ODEFRi,m,s:
Obligación Diaria de Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i en el mes m, asignada en la subasta s o el mecanismo que haga sus veces.
s:
Subasta para la asignación de Obligaciones de Energía Firme, mecanismo que haga sus veces o Subasta de Reconfiguración.
El valor de PCCi,m se convertirá a pesos por kilovatio hora ($/kWh), utilizando la TRM correspondiente al último día del mes liquidado, publicada por la Superintendencia Financiera. La Remuneración Real Total Mensual para el mes m (RRTm) se obtendrá aplicando la siguiente fórmula:
Donde: RRIDi,d,m: Remuneración Real Individual Diaria de la Obligación de Energía Firme respaldada por la planta y/o unidad de generación i en el día d del mes m.
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n:
Número de días del mes m.
k:
Número de plantas y/o unidades de generación.
iii) En el artículo 3.16.1.1, la variable de Obligación Diaria de Energía Firme, ODEFR, utilizada en el denominador de la ecuación de cálculo de la capacidad disponible equivalente durante la hora h, CDeh, se le multiplicará por el factor k determinado en el numeral i. (Fuente: R CREG 106/11, Art. 10)
ARTÍCULO 3.16.5.5.1.10. COMERCIALIZACIÓN DE EXCEDENTES DE GAS NATURAL IMPORTADO. La comercialización de gas natural importado a usuarios diferentes a los agentes generadores térmicos que se acojan a la OPACGNI se hará a través de los mecanismos regulados por la CREG para la comercialización de gas natural. (Fuente: R CREG 106/11, Art. 11)
SECCIÓN 2 TRASLADO DE PLANTAS ARTÍCULO 3.16.5.5.2.1. OPCIÓN DE TRASLADO DE PLANTAS DE GENERACIÓN TÉRMICA. Aquellos agentes que, con el fin de garantizar el abastecimiento de combustibles para participar en la asignación de Obligaciones de Energía Firme, requieran realizar el traslado de una planta de generación en operación comercial de la ubicación en la que se encuentre al momento de asignación de la OEF a otro sitio del Sistema Interconectado Nacional, SIN, podrán seleccionar el Período de Vigencia de la Obligación entre uno (1) y tres (3) años, contados a partir de la fecha de finalización del Período de Planeación de la asignación. Para acogerse a la opción planteada en este artículo, al agente generador deberá entregar los siguientes documentos e información: 1. Comunicación suscrita por el representante de la planta en la cual manifiesta acogerse a la opción y selecciona el Período de Vigencia de la Obligación. 2. Garantía de construcción para amparar el traslado de la planta, tal como se define la garantía prevista en el Capítulo 4 del Reglamento de Garantías para el Cargo por Confiabilidad contenido en la Parte 8.4. El cumplimiento del traslado se dará a partir de la fecha en que la planta se encuentre localizada en su nueva ubicación y que una firma auditora de la lista definida por el CNO eléctrico para la auditoría de construcción de las plantas de generación, contratada por el generador, haga la auditoría de los parámetros declarados para el Cargo por Confiabilidad y cumpla lo definido en la Parte 3.16. 3. Cronograma de traslado, cuya duración no podrá ser superior a un período de cargo, es decir, de diciembre de año t a noviembre del año t+1. 4. Curva S.
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Adicionalmente, cuando el traslado se haga durante un Período de Vigencia de la Obligación, la planta deberá cubrir sus OEF con contratos en el Mercado Secundario o cualquier otro Anillo de Seguridad. En este caso la variable CmttP, de que trata el artículo 7o de la Resolución CREG 148 de 2010 , podrá ser igual al máximo valor entre los contratos registrados para cubrir las OEF y el cálculo definido para esta variable en el citado artículo. Los anteriores documentos e información se deberán entregar en la fecha establecida para entrega de los contratos de acuerdo con el cronograma que para tal efecto defina la CREG en cumplimiento del artículo 3.16.3.1.2 de esta resolución o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan. La omisión en la entrega oportuna de los anteriores documentos e información, impedirá la participación en la asignación de la Obligación de Energía Firme. (Fuente: R CREG 106/11, Art. 12)
ARTÍCULO 3.16.5.5.2.2. VIGENCIA. Esta resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial y deroga las normas que le sean contrarias. (Fuente: R CREG 106/11, Art. 13)
CAPÍTULO 6 POR EL CUAL SE DEFINE LA COBERTURA CON COMBUSTIBLE ALTERNO ANTE ATRASO DE CONSTRUCCIÓN DE LA INFRAESTRUCTURA DE REGASIFICACIÓN PARA LA OPCIÓN DE PARTICIPAR EN ASIGNACIONES DEL CARGO POR CONFIABILIDAD CON GAS NATURAL IMPORTADO -OPACGNI- PARA LAS ASIGNACIONES DE OEF DEL PERÍODO 2015-2016 ARTÍCULO 3.16.5.6.1. COBERTURA CON COMBUSTIBLES ALTERNOS ANTE ATRASO DE INFRAESTRUCTURA DE REGASIFICACIÓN DE GNI PARA LA OPACGNI PARA LAS ASIGNACIONES DE OEF DEL PERÍODO 2015-2016. La cobertura con combustibles alternos ante atraso de la infraestructura de regasificación de GNI para la OPACGNI para las asignaciones de OEF del período 2015-2016 se puede utilizar bajo las siguientes condiciones: a) El período de diez (10) años de la OPACGNI, iniciando en diciembre 1o de 2015, definida en el artículo 13 de la Resolución CREG 139 de 2011 no se modifica; b) El uso de combustible alterno para la cobertura de los atrasos del cronograma de construcción de la infraestructura de regasificación, se considerará como parte del anillo de seguridad denominado mercado secundario conforme a las disposiciones contenidas en la Parte 3.16; c) Para el uso de combustible alterno se deberá adelantar el procedimiento definido en los numerales 1 a 5 del artículo 3.16.5.2.1 de esta resolución; d) En caso que el combustible alterno sea un combustible líquido, los documentos de logística y contratos se deberán entregar auditados para lo cual el agente generador deberá contratar
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el auditor que adelantará lo definido en el artículo 3.16.5.4.2 de esta resolución; e) En caso que la energía con el combustible alterno verificada sea inferior a lo requerido para cubrir las OEF, no se acepta el combustible alterno. En caso que sea por lo menos igual a la OEF, se registrará ante el ASIC dentro de los tres (3) días calendario posterior a la finalización de la verificación por el CND; f) Los documentos de logística, contratos de combustibles y terceros, declaración de parámetros y los informes de los auditores de que trata los numerales e) y d) se deberán entregar en los quince (15) días hábiles siguientes a la entrega del informe del auditor de que trata el artículo 3.16.5.5.1.4 de esta resolución en el cual se identifique atraso en la construcción de la infraestructura de regasificación; (Fuente: R CREG 155/13, Art. 1)
CAPÍTULO 7 POR LA CUAL SE ESTABLECE EL REGLAMENTO SOBRE LOS CONTRATOS DE SUMINISTRO DE COMBUSTIBLE DE ORIGEN AGRÍCOLA PARA EL CARGO POR CONFIABILIDAD
SECCIÓN 1 DISPOSICIONES GENERALES (descripción no original) ARTÍCULO 3.16.5.7.1.1. INFORMACIÓN QUE DEBE ENTREGARSE CON LOS CONTRATOS DE SUMINISTRO DE COMBUSTIBLES DE ORIGEN AGRÍCO. Los contratos de suministro de combustible de que tratan los artículos 44 y 3.16.5.1.2 de esta resolución, en el caso de Combustible de Origen Agrícola, deberán entregarse acompañados de un Dictamen Técnico en el que conste: 1. Que el proveedor dispondrá de la cantidad de COA que requiere el agente generador para producir mensualmente la ENFICC declarada o las Obligaciones de Energía Firme asignadas, según sea el caso. 2. Identificación de los años de vigencia de obligaciones para los cuales se tiene capacidad para garantizar con COA el respaldo de las Obligaciones de Energía Firme, definiendo claramente la fecha inicial y final. El Dictamen Técnico será contratado por el agente generador interesado, cumpliendo lo dispuesto en la Sección 3.16.5.7.2 de esta Resolución, con una de las firmas auditoras autorizadas por el CNO. (Fuente: R CREG 153/13, Art. 2)
ARTÍCULO 3.16.5.7.1.2. CARGO POR CONFIABILIDAD PARA PLANTAS DE COGENERACIÓN. Las plantas de cogeneración que cumplan los requisitos exigidos en esta Resolución y que sean despachadas centralmente, podrán participar según los mecanismos vigentes del Cargo por Confiabilidad.
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(Fuente: R CREG 153/13, Art. 3)
SECCIÓN 2 REQUISITOS MÍNIMOS PARA LA CONTRATACIÓN DEL DICTAMEN TÉCNICO PARA COMBUSTIBLES DE ORIGEN AGRÍCOLA (ANEXO) ARTÍCULO 3.16.5.7.2.1. REQUISITOS MÍNIMOS PARA LA CONTRATACIÓN DEL DICTAMEN TÉCNICO PARA COMBUSTIBLES DE ORIGEN AGRÍCOLA. Para la definición de los términos de referencia de la contratación del Dictamen Técnico, el agente observará las siguientes pautas: -- El contratista será elegido mediante un proceso de selección objetiva. Copia del procedimiento seguido será entregado a la CREG en la misma fecha de entrega del Dictamen Técnico que reemplaza la garantía. -- El informe del Dictamen Técnico observará los criterios generales definidos en esta resolución y las demás normas de la CREG. -- En el informe final del Dictamen técnico se explicarán y relacionarán todos los antecedentes, estudios, métodos, memorias de cálculo, exámenes, experimentos e investigaciones que sirvieron de base para dictaminar respecto de la planta y/o unidades. -- Las pruebas que se requieran se realizarán siguiendo normas nacionales o internacionales. -- Previo a la entrega del informe final, el contratista validará sus conclusiones con el agente contratante, dando acceso a las memorias de cálculo y permitiéndoles contradecir el informe y formular solicitudes de complementación o aclaración que se resolverán en el informe final. -- El informe final debe ser entregado a la CREG en el momento de la entrega del Dictamen Técnico que reemplaza la garantía. (Fuente: R CREG 153/13, ANEXO)
CAPÍTULO 8 POR LA CUAL SE DEFINE ALTERNATIVA PARA LA OPERACIÓN CON GAS NATURAL DE PLANTAS TÉRMICAS EXISTENTES QUE DECLARARON COMBUSTIBLES LÍQUIDOS U OCG PARA RESPALDAR LAS OBLIGACIONES DEL CARGO POR CONFIABILIDAD ARTÍCULO 3.16.5.8.1. COBERTURA PARA PLANTAS QUE OPERAN CON GAS NATURAL Y QUE RESPALDAN SUS OEF CON COMBUSTIBLES LÍQUIDOS U OPCIONES DE COMPRA DE GAS (OCG). Las plantas térmicas existentes que declaren disponibilidad diariamente con gas natural en cantidades inferiores a las requeridas para cubrir las OEF, teniendo respaldadas completamente o parcialmente dichas OEF con combustibles líquidos u OCG según lo establece la regulación, podrán registrar ante el ASIC con destino al mercado secundario las cantidades respaldadas conforme a las siguientes reglas:
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1. La energía registrada de la planta y/o unidad en el mercado secundario con el combustible líquido u OCG tendrá como único objetivo respaldar a la misma planta y/o unidad que oferta en el mercado diario con gas natural para el despacho económico. 2. La planta deberá declarar diariamente al ASIC la disponibilidad horaria con el combustible que respalda las OEF del Cargo por Confiabilidad a la misma hora en que remite al CND la oferta de precios y la declaración de disponibilidad para operar con gas natural para el despacho económico. El ASIC establecerá dentro de los 15 hábiles siguientes contados a partir de la vigencia de esta resolución los formatos y medios para que el agente haga la declaración. 3. El ASIC ajustará la disponibilidad de la planta y/o unidad declarada con el combustible que respalda las OEF descontando horariamente las disminuciones de capacidad en MW que se presenten en la operación real de la planta. La indisponibilidad total de la planta que se declare después de la publicación del despacho diario hará que la disponibilidad ajustada de la planta y/o unidad declarada con el combustible que respalda las OEF sea cero (0) para los períodos horarios que se cumpla dicha condición. 4. La diferencia entre la disponibilidad ajustada calculada en el punto 3 y la disponibilidad comercial de la planta y/o unidad declarada para el despacho económico, se considerará como declaración de respaldo para la misma planta y/o unidad de generación. 5. La declaración de respaldo diaria (DPmsd) para la planta y/o unidad será la suma de los valores horarios determinados en el punto 4. Las declaraciones de respaldo anteriores serán consideradas para el cálculo del IHF de la planta, adicional a las horas de mantenimiento programado y respaldadas con los anillos de seguridad, registrados previamente ante el ASIC, para cubrir las disminuciones de capacidad de la planta por operar con gas natural. PARÁGRAFO. Las plantas y/o unidades que hagan uso de la alternativa planteada en este artículo, en caso de ser seleccionadas para las pruebas de disponibilidad que trata la Parte 3.16 y las pruebas discrecionales de que trata Resolución CREG 177 de 2007 , deberán atender las pruebas con la disponibilidad declarada y el combustible para la planta y/o unidad que respalda las OEF. (Fuente: R CREG 081/14, Art. 1)
ARTÍCULO 3.16.5.8.2. PLANTAS QUE PODRÁN OPTAR POR EL MECANISMO DEFINIDO EN EL ARTÍCULO 1o DE LA PRESENTE RESOLUCIÓN. Las plantas térmicas que podrán optar por el mecanismo definido en el artículo 1o de la presente resolución deberán cumplir las siguientes condiciones: i) Plantas térmicas existentes; ii) Plantas que declararon respaldar totalmente o parcialmente sus Obligaciones de Energía Firme (OEF), con combustibles líquidos u OCG hasta la fecha de vigencia de la presente resolución; iii) Plantas que en las auditorías que se les hubieren adelantado hayan demostrado
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satisfactoriamente que cuenta con el combustible. (Fuente: R CREG 081/14, Art. 2)
ARTÍCULO 3.16.5.8.3. MODIFICACIÓN DE LA VARIABLE CMTTP DEL NUMERAL 3.4.1 DEL ANEXO 3 DE LA RESOLUCIÓN CREG 071 DE 2006. La variable CmttP del numeral 3.4.1 del anexo de la Resolución CREG 071 de 2006 quedará así:
Donde: CmttP: CEN: da: hd: ñ:
n: DPmsd:
Cantidad máxima de compras en anillos de seguridad en MWh a aplicar en el cálculo del IHF. Capacidad Efectiva Neta en MW. días del año se toma desde octubre 1 del año t hasta septiembre 30 del año t+1. horas del día. variable que toma un valor de 20% para plantas operando con gas o combustibles líquidos, 30% cuando es carbón u otro combustible diferente a los nombrados específicamente y 15% cuando es hidráulica. Para plantas con información de operación insuficiente, los valores anteriores se multiplican por 5/12. Número de días acumulados del año iniciando en octubre del año t hasta septiembre 30 del año t+1. Declaraciones de respaldo diaria de que trata el artículo 1o de la presente resolución.
(Fuente: R CREG 081/14, Art. 3)
TÍTULO 6 NORMAS SOBRE PRUEBAS DE DISPONIBILIDAD
CAPÍTULO 1 DISPOSICIONES GENERALES (descripción no original) ARTÍCULO 3.16.6.1.1. PRUEBAS DE DISPONIBILIDAD DE PLANTAS O UNIDADES DE GENERACIÓN. Todos los días, y para cada planta o unidad de generación declarada disponible con períodos consecutivos que por lo menos permita la prueba y que no salga programada para generar en el despacho económico en ningún período, el CND ejecutará un proceso aleatorio que determinará si la planta es o no llamada a prueba de disponibilidad para el día respectivo. La probabilidad de que la planta sea llamada a prueba se calculará conforme a la siguiente fórmula:
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Donde: Pg Mg
Probabilidad de que la planta o unidad de generación g sea llamada a prueba de disponibilidad. Número truncado a 6 decimales. Número de meses calendario consecutivos e inmediatamente anteriores a la fecha de cálculo, contados desde el último mes en que la planta haya tenido generación real hasta el mes de la fecha de cálculo. Se considera Mg igual a cero si a la fecha de cálculo del mes en curso la planta ha tenido generación real. La generación real debe ser como mínimo, durante 4 horas continuas, sin considerar rampas de entrada y salida.
Para cada planta g el CND obtendrá un número aleatorio equiparable con 6 decimales entre 0 y 1 y si este es inferior o igual al Pg de la planta g, dicha planta quedará seleccionada para prueba de disponibilidad. El CND al momento de informar el Despacho Económico, informará a los agentes las plantas o unidades de generación elegidas para la realización de las pruebas de disponibilidad, y publicará los resultados una vez estas hayan concluido. PARÁGRAFO 1o. Cuando la Planta o Unidad de generación seleccionada para la realización de la prueba se encuentre aislada del SIN, o cuando por requerimientos de seguridad y confiabilidad del SIN, o por aplicación del Decreto 880 de 2007, no pueda ser despachada en ningún período, el CND cancelará la prueba. PARÁGRAFO 2o. Esta prueba solamente aplica para las plantas con Obligaciones de Energía Firme en el día respectivo. PARÁGRAFO 3o. Esta prueba no se podrá realizar tres (3) días antes o menos de la finalización de las Obligaciones de Energía Firme. (Fuente: R CREG 085/07, Art. 15) (Fuente: R CREG 154/13, Art. 1)
ARTÍCULO 3.16.6.1.2. CARACTERÍSTICAS DE LAS PRUEBAS DE DISPONIBILIDAD. Las pruebas de disponibilidad tendrán las siguientes características: a) Período: La prueba tendrá una duración de 4 horas consecutivas, sin considerar rampas de entrada y salida. El inicio y la finalización de la prueba deberán ocurrir dentro del mismo día;
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b) Generación objetivo: La generación objetivo será igual a la declaración de disponibilidad realizada por el agente que representa la planta para el período de la prueba. El CND programará el valor de la generación objetivo en el despacho económico y en los redespachos, sin embargo podrá modificar la generación objetivo para cumplir con las condiciones de seguridad y confiabilidad del SIN; c) Desviaciones: Los recursos de generación a los cuales se les programe la prueba no podrán ser autorizados por el Centro Nacional de Despacho, CND, para desviarse horariamente en un margen mayor de +/– 5%. Adicionalmente tampoco prestarán el servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia definido en la Resolución CREG 198 de 1997 , o aquella que la modifique, complemente o sustituya; d) Combustible utilizado: Las plantas en pruebas de disponibilidad deberán realizar la prueba con el combustible declarado para el despacho; e) Calificación de exitosa: Una prueba será considerada como exitosa cuando la planta tenga una generación total durante el período de la prueba, igual o superior a la generación objetivo considerando la máxima desviación permitida. f) Implicaciones de una prueba de disponibilidad no exitosa: Cuando una prueba de disponibilidad sea declarada como no exitosa, el agente podrá solicitar que se repita la prueba dentro del mismo día o dentro de los tres (3) días siguientes. En caso de que no se solicite la repetición de la prueba, o la repetición no sea exitosa, se producirán las siguientes consecuencias: 1. El ASIC cesará los pagos correspondientes al Cargo por Confiabilidad de las Obligaciones de Energía Firme respaldadas con dicha planta o unidad de generación, hasta el día en que la planta o unidad de generación tenga generación real durante cuatro horas consecutivas, sin considerar rampas de entrada y salida. 2. El ASIC emitirá una cuenta por cobrar al agente respectivo por un monto igual a los pagos por concepto de Cargo por Confiabilidad asociados a las Obligaciones de Energía Firme respaldadas con dicha planta o unidad de generación, realizados desde el día siguiente en que la planta o unidad de generación tuvo generación real durante cuatro horas consecutivas, sin considerar rampas de entrada y salida. PARÁGRAFO 1o. La prueba deberá ser declarada ante el CND, según corresponda, como exitosa o no, por el generador que representa la planta que fue seleccionada para prueba de disponibilidad. Esta declaración deberá realizarse a más tardar en la hora siguiente a la finalización de la prueba. En caso de no realizarse la declaración en el tiempo señalado, se considerará que la prueba no fue exitosa. PARÁGRAFO 2o. Los montos que se deben devolver por el incumplimiento de la prueba de disponibilidad tendrán en cuenta lo siguiente: i) Se calcularán para días completos. ii) Se descontarán los montos cubiertos con Anillos de Seguridad registrados ante el ASIC.
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iii) Los valores recibidos por concepto de Cargo por Confiabilidad se deberán devolver en un término máximo de tiempo equivalente al período durante el cual los estuvo recibiendo, adicionando a este monto los intereses correspondientes a la tasa de interés bancario corriente, certificada mensualmente por la Superintendencia Bancaria, sobre el saldo adeudado hasta el día en que la deuda sea completamente pagada. iv) El agente acordará con el ASIC un cronograma de devolución de los valores recibidos, respetando el plazo máximo establecido. De no llegarse a un acuerdo, el ASIC descontará las sumas adeudadas por el agente, con los respectivos intereses, de las notas crédito que resulten a su favor, dentro del plazo máximo establecido. Los montos de dinero que el ASIC reciba como resultado de la devolución por el incumplimiento de la prueba de disponibilidad y los rendimientos generados por la administración de este dinero, si los hubiere, serán asignados, hasta agotarlos, en la facturación de las transacciones en el mercado de energía mayorista a expedir en los meses calendario siguientes al mes de la ejecución y pago de la garantía, a cada uno de los comercializadores del SIN a prorrata de su demanda comercial, como un menor costo de restricciones que debe ser trasladado a los usuarios finales. (Fuente: R CREG 085/07, Art. 16) (Fuente: R CREG 138/12, Art. 2)
ARTÍCULO 3.16.6.1.3. DISPONIBILIDAD COMERCIAL DURANTE EL PERÍODO DE PRUEBAS DE DISPONIBILIDAD. Para todos los efectos, durante el período de ejecución de las Pruebas de Disponibilidad de que trata la presente resolución, y para aquellas horas en las que no se cumpla la prueba, la Disponibilidad Comercial será igual a la generación real. (Fuente: R CREG 085/07, Art. 17)
ARTÍCULO 3.16.6.1.4. INDICES DE INDISPONIBILIDAD DURANTE EL PERÍODO DE PRUEBAS DE DISPONIBILIDAD. Para el cálculo de los Índices de Indisponibilidad de que trata la regulación vigente, serán consideradas las horas indisponibles así como las horas de operación, durante el período de Pruebas de Disponibilidad. (Fuente: R CREG 085/07, Art. 18)
ARTÍCULO 3.16.6.1.5. RECONCILIACIÓN POSITIVA POR PRUEBAS DE DISPONIBILIDAD. La energía generada resultante de la realización de las pruebas establecidas en la presente resolución, será objeto de reconciliación en los siguientes términos: 1. Generadores que cumplieron exitosamente las pruebas durante su primer período de ejecución. Para aquellos generadores cuya planta o unidad haya obtenido un prueba de disponibilidad exitosa durante el primer período de ejecución para el cual fueron seleccionados, la Reconciliación Positiva se hará de acuerdo con lo establecido en el Capítulo 3.2.12.1, o aquella que la sustituya o modifique, incluyendo las horas de inflexibilidades que se le asocien. Para efectos de establecer el valor de la variable GSA prevista en el Capítulo 3.2.12.1, se
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considerará la totalidad de la generación asociada con la prueba. 2. Generadores cuya prueba de Disponibilidad no fue satisfactoria durante el primer período de ejecución. Para aquellos generadores cuya planta o unidad no haya obtenido una prueba de disponibilidad exitosa durante el primer período de ejecución, el Precio de Reconciliación Positiva será, para todas las horas de ejecución de la prueba o de las pruebas que solicite, incluyendo los períodos de pruebas posteriores a la prueba inicial, el correspondiente al Precio de Bolsa de la hora respectiva. Los costos horarios de la Reconciliación Positiva asociada con Pruebas de Disponibilidad se asignarán entre todos los comercializadores del SIN y todos los enlaces internacionales, a prorrata de su demanda. (Fuente: R CREG 085/07, Art. 19)
ARTÍCULO 3.16.6.1.6. RECONCILIACIÓN NEGATIVA ASOCIADA CON PRUEBAS DE DISPONIBILIDAD. La Reconciliación Negativa asociada con la realización de Pruebas de Disponibilidad, se efectuará según lo definido mediante el Capítulo 3.2.12.1, o la que la sustituya o modifique. (Fuente: R CREG 085/07, Art. 20)
CAPÍTULO 2 POR EL CUAL SE MODIFICAN Y COMPLEMENTAN LAS NORMAS QUE REGULAN LAS PRUEBAS DE DISPONIBILIDAD DE LAS PLANTAS O UNIDADES DE GENERACIÓN QUE RESPALDAN OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME ARTÍCULO 3.16.6.2.1. ENERGÍA DE REFERENCIA DE PLANTAS O UNIDADES DE GENERACIÓN EXISTENTES QUE NO CUMPLIERON CON LA PRUEBA DE DISPONIBILIDAD ENTRE EL 1o DE DICIEMBRE DEL AÑO T-1 Y EL 30 DE NOVIEMBRE DEL AÑO T. Los agentes con plantas o unidades de generación existentes que no cumplieron la prueba de disponibilidad en el período comprendido entre el 1o de diciembre del año t-1 y el 30 de noviembre del año t y que no se consideran en la asignación de las Obligaciones de Energía Firme para el período comprendido entre el 1o de diciembre del año t y el 30 de noviembre del año t + 1, podrán ofertar Energía de Referencia en el Mercado Secundario de Energía Firme, si previamente la respectiva planta o unidad cumple una prueba de disponibilidad con las siguientes características: – Se solicitará la programación de la prueba de disponibilidad al CND, quien la programará tan pronto como le sea posible. – Los parámetros que se considerarán para la prueba serán los últimos declarados por el agente que representa la planta o unidad de generación para el Cargo por Confiabilidad. – Si la planta o unidad de generación cumple con la prueba de disponibilidad conforme con lo establecido en el artículo 3.16.6.1.2 de esta resolución o aquella que la modifique,
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complemente o sustituya, el agente podrá ofrecer como Energía de Referencia al Mercado Secundario de Energía Firme la Enficc, verificada por el CND. En caso contrario, esta energía no se podrá ofertar al Mercado Secundario. (Fuente: R CREG 138/08, Art. 3)
CAPÍTULO 3 POR LA CUAL SE ADICIONAN LAS NORMAS QUE REGULAN LAS PRUEBAS DE DISPONIBILIDAD DE LAS PLANTAS O UNIDADES DE GENERACIÓN QUE RESPALDAN OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME ARTÍCULO 3.16.6.3.1. PRUEBAS DE DISPONIBILIDAD DE PLANTAS O UNIDADES DE GENERACIÓN SOLICITADAS DISCRECIONALMENTE. Adicionalmente al proceso de selección de manera aleatoria y equiprobable previsto en la Parte 3.16, en cualquiera de los trimestres del período comprendido entre diciembre 1° del año t y noviembre 30 del año t+1 el Centro Nacional de Despacho podrá programar en cualquier momento, o deberá programar cuando la Comisión de Regulación de Energía y Gas lo solicite mediante oficio, pruebas de disponibilidad de plantas o unidades de generación que respalden Obligaciones de Energía Firme las cuales se realizarán con sujeción a las siguientes reglas: a) La prueba se hará con una capacidad igual a la disponibilidad de la planta o unidad declarada para el despacho de generación para el día en que se programe; b) La prueba será considerada satisfactoria cuando la planta o unidad genere al menos durante cuatro (4) horas consecutivas dentro del día seleccionado con una capacidad igual a la disponibilidad de la planta o unidad declarada para el despacho de generación para el día en que se programe la prueba, cumpliendo todas las condiciones previstas en la regulación vigente para las pruebas; c) Si la prueba es satisfactoria y la disponibilidad declarada fue igual o inferior en un 5% a la Capacidad Efectiva Neta (CEN) de la planta o unidad de generación, la planta o unidad que fue objeto de esta prueba no será considerada en el proceso de selección aleatoria de que trata el artículo 3.16.6.1.1 de esta resolución en lo que resta del período mencionado anteriormente, sin perjuicio de que pueda ser seleccionada discrecionalmente; d) En caso de que la prueba no sea satisfactoria, se dará aplicación a lo dispuesto en el artículo 3.16.6.1.2 de esta resolución. (Fuente: R CREG 177/08, Art. 1)
CAPÍTULO 4 POR LA CUAL SE DICTAN NORMAS SOBRE PRUEBAS DE DISPONIBILIDAD DE PLANTAS O UNIDADES DE GENERACIÓN ARTÍCULO 3.16.6.4.1. PRUEBAS DE DISPONIBILIDAD PLANTAS O UNIDADES DE GENERACIÓN QUE UTILIZAN PARA SU OPERACIÓN COMBUSTIBLES LÍQUIDOS Y/O CARBÓN. Las pruebas de disponibilidad de que tratan las Parte 3.16 y Capítulo 3.16.6.3, para
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plantas térmicas que utilizan combustibles líquidos y/o carbón tendrán las siguientes características: I. Pruebas de Plantas y/o unidades seleccionadas según el artículo 3.16.6.1.1 de esta resolución. a) La Planta o Unidad de generación seleccionada por el CND para la realización de las Pruebas de Disponibilidad será despachada al menos durante doce (12) horas consecutivas dentro del día seleccionado, pudiéndose extender al día siguiente, siempre que las horas de prueba sean consecutivas. b) La finalización del período de prueba deberá ocurrir máximo el día siguiente al día en que fue programada. c) El agente podrá solicitar que se repita la prueba dentro de los dos días máximos que puede tomar la prueba o dentro de los cuatro (4) días siguientes. d) Las demás disposiciones previstas en el artículo 3.16.6.1.2 de esta resolución se seguirán aplicando, considerando que la duración de la prueba es de doce (12) horas. II. Pruebas discrecionales de plantas y/o unidades seleccionadas, según el Capítulo 3.16.6.3. a) La prueba se hará con una capacidad igual a la disponibilidad de la planta o unidad declarada para el despacho de generación para el día en que se programe. b) La prueba será considerada satisfactoria cuando la planta o unidad genere al menos durante doce (12) horas consecutivas dentro del día seleccionado, pudiéndose extender al día siguiente, siempre que las horas de prueba sean consecutivas, cumpliendo todas las condiciones previstas en la regulación vigente para las pruebas. c) Si la prueba es satisfactoria y la disponibilidad declarada fue igual o inferior en un 5% a la Capacidad Efectiva Neta (CEN), de la planta o unidad de generación, la planta o unidad que fue objeto de esta prueba no será considerada en el proceso de selección aleatoria de que trata el artículo 3.16.6.1.1 de esta resolución en lo que resta del período mencionado anteriormente, sin perjuicio de que pueda ser seleccionada discrecionalmente. d) En caso de que la prueba no sea satisfactoria, se dará aplicación a lo dispuesto en el artículo 3.16.6.1.2 de esta resolución. (Fuente: R CREG 138/09, Art. 1)
CAPÍTULO 5 POR EL CUAL SE ADICIONAN Y MODIFICAN DISPOSICIONES DE LAS RESOLUCIONES CREG 071 DE 2006 Y CREG 085 DE 2007 Y SE DICTAN OTRAS NORMAS SOBRE EL CARGO POR CONFIABILIDAD ARTÍCULO 3.16.6.5.1. COMBUSTIBLE PARA LAS PRUEBAS DE DISPONIBILIDAD. Las plantas de generación térmicas que sean seleccionadas para adelantar pruebas de disponibilidad, según lo definido en las Parte 3.16 y Capítulo 3.16.6.3, deberán realizar dichas
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pruebas con el combustible declarado para cubrir las Obligaciones de Energía Firme. La prueba no será exitosa si no se realiza con el combustible declarado. (Fuente: R CREG 148/10, Art. 4)
ARTÍCULO 3.16.6.5.2. REMUNERACIÓN A PLANTAS TÉRMICAS QUE OPERAN EN PRUEBAS Y EN EMERGENCIA CON COMBUSTIBLE DIFERENTE AL OFERTADO. Las plantas térmicas que sean convocadas para pruebas según el Capítulo 3.16.6.3, con combustible diferente al ofertado, se remunerarán con el combustible de la prueba a los costos establecidos en el primer término de la función para calcular el PR, de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 034 de 2001 . La anterior regla también aplica cuando el CND por condiciones de emergencia solicita la operación de una planta o unidad con combustible diferente al ofertado. (Fuente: R CREG 148/10, Art. 6)
TÍTULO 7 LIQUIDACIÓN ARTÍCULO 3.16.7.1. EXIGIBILIDAD DE LAS OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME EN EL DESPACHO IDEAL. Las obligaciones de energía firme serán exigibles a cada uno de los generadores remunerados por concepto de Cargo por Confiabilidad durante cada una de las horas en las que el Precio de Bolsa sea mayor que el precio de escasez de activación vigente. Dichas obligaciones deberán ser cumplidas de conformidad con el Despacho Ideal. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 52) (Fuente: R CREG 140/17, Art. 13)
ARTÍCULO 3.16.7.2. VERIFICACIÓN DEL CUMPLIMIENTO DE LA ENTREGA DE ENERGÍA FIRME Y LIQUIDACIÓN. Para cada una de las horas en las cuales el Precio de Bolsa supere el precio de escasez de activación, el ASIC determinará el valor de las desviaciones de las Obligaciones de Energía Firme para cada uno de los generadores de acuerdo con lo establecido en el Título 3.16.16R_CREG_0071_2006 - ANEXO 7*NO EXISTE EL BOOKMARK de esta resolución. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 53) (Fuente: R CREG 140/17, Art. 14)
ARTÍCULO 3.16.7.3. ASIGNACIÓN DE EXCEDENTES ASOCIADOS CON INCUMPLIMIENTOS POR PARTE DE UN GENERADOR DE SUS OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME. Si como resultado del incumplimiento de las Obligaciones de Energía Firme por parte de un generador se produce racionamiento, los saldos en la Bolsa que no puedan ser asignados a otros generadores serán distribuidos entre los comercializares del SIN a prorrata de la cantidad de energía racionada a cada uno de ellos. Estos saldos deberán ser devueltos por cada comercializador a los usuarios del SIN como un menor valor de restricciones. Para los casos en los cuales el Precio de Bolsa sea inferior al segundo escalón del Costo de Racionamiento, este cálculo se realizará considerando un precio de bolsa igual al segundo escalón del costo de racionamiento. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 54)
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ARTÍCULO 3.16.7.4. PRECIO DE LAS TRANSACCIONES EN BOLSA CUANDO EL PRECIO DE BOLSA ES MAYOR AL PRECIO DE ESCASEZ DE ACTIVACIÓN. Todas las transacciones de compra y venta de energía en la Bolsa que se realicen durante las horas en las cuales el Precio de Bolsa supera el precio de escasez de activación serán liquidadas a precio de escasez ponderado (PEp), como se define a continuación:
Donde: Precio de escasez ponderado en el día d del mes m. Este valor lo deberá publicar el ASIC mensualmente en su página web. Precio de escasez de la planta i del generador j en el mes m. El precio de escasez corresponde al que vincula a la OEF, bien sea al precio de escasez del Anexo 1 de la Resolución CREG 071 de 2006 , o precio marginal de escasez, según corresponda. Obligación mensual de energía firme respaldada por la planta i del generador j en el mes m del Anexo 1 de la Resolución CREG 071 de 2006. Lo anterior, sin perjuicio de las disposiciones contenidas en la regulación vigente en materia de precios de reconciliación y de liquidación de las Transacciones Internacionales de Energía. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 55) (Fuente: R CREG 140/17, Art. 15) (Fuente: R CREG 079/06, Art. 5)
ARTÍCULO 3.16.7.5. CARGO POR CONFIABILIDAD DE LAS PLANTAS Y/O UNIDADES DE GENERACIÓN NO DESPACHADAS CENTRALMENTE. Todos aquellos generadores no despachados centralmente que tengan contratos de venta de energía de conformidad con las disposiciones contenidas en la regulación vigente, deberán producir diariamente la ENFICC declarada de conformidad con las disposiciones contenidas en esta resolución, siempre que al menos durante una de las horas del día de despacho el Precio de Bolsa supere el precio de escasez de activación. Cuando la generación real diaria de estos generadores sea menor a la ENFICC declarada, el ASIC incrementará la cuenta por pagar del respectivo agente en un monto igual al producto entre el valor del CERE y la diferencia entre la ENFICC diaria y la generación real diaria utilizada por el ASIC para las transacciones comerciales, este valor será asignado a cada uno de los comercializadores del SIN a prorrata de su demanda comercial como un menor costo de restricciones que debe ser trasladado a los usuarios finales. Para cada una de las horas en las cuales el Precio de Bolsa sea superior al precio de escasez activación y la Planta no Despachada Centralmente tenga contratos de venta de energía a Precio de Bolsa de conformidad con la regulación vigente, el precio del contrato será igual al PEp.
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Para los efectos de que trata el Título 3.16.16R_CREG_0071_2006 - ANEXO 7*NO EXISTE EL BOOKMARK de esta resolución, la Obligación Diaria de Energía Firme de las Plantas no Despachadas Centralmente será igual a su Generación Ideal. Para los efectos de que trata el Capítulo 3.16.17.1 R_CREG_0071_2006 - ANEXO 8*NO EXISTE EL BOOKMARK de la presente resolución, las plantas no despachadas centralmente solo recaudan Cargo por Confiabilidad por sus ventas de energía en bolsa. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 56) (Fuente: R CREG 140/17, Art. 16) (Fuente: R CREG 079/06, Art. 6)
ARTÍCULO 3.16.7.6. RECAUDO Y PAGO DEL CARGO POR CONFIABILIDAD A LOS AGENTES GENERADORES CON OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME. El ASIC efectuará la conciliación, liquidación y facturación del Cargo por Confiabilidad de conformidad con 3.16.17.1R_CREG_0071_2006 - ANEXO 8*NO EXISTE EL BOOKMARK de esta resolución. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 57)
TÍTULO 8 ANILLOS DE SEGURIDAD
CAPÍTULO 1 INTRODUCCIÓN (descripción no original) ARTÍCULO 3.16.8.1.1. OBJETO. Los Anillos de Seguridad son un conjunto de mecanismos orientados a facilitar el cumplimiento de las Obligaciones de Energía Firme. Estos mecanismos son el Mercado Secundario de Energía Firme, las Subastas de Reconfiguración, la Demanda Desconectable Voluntariamente y la Generación de Ultima Instancia. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 58)
CAPÍTULO 2 MERCADO SECUNDARIO DE ENERGÍA FIRME
SECCIÓN 1 DISPOSICIONES GENERALES (descripción no original) ARTÍCULO 3.16.8.2.1.1. OBJETO. El Mercado Secundario de Energía Firme es el mecanismo que le permite a cada uno de los generadores que determinen que su energía no es suficiente para cumplir sus Obligaciones de Energía Firme, negociar con otros generadores que tengan Energía de Referencia para el Mercado Secundario, de conformidad con el artículo 3.16.4.1.11R_CREG_0071_2006 - 43*NO EXISTE EL ARCHIVO .RTF de esta resolución, el respaldo de sus compromisos a través de Contratos de Respaldo, según lo establecido en esta resolución. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 59) (Fuente: R CREG 079/06, Art. 7)
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ARTÍCULO 3.16.8.2.1.2. PARTICIPANTES. En el Mercado Secundario de Energía Firme participarán exclusivamente los generadores. Los oferentes de este mercado serán los generadores con Energía de Referencia para el Mercado Secundario. Los compradores serán los generadores que requieran temporalmente ENFICC para el cumplimiento de sus Obligaciones de Energía Firme. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 60) (Fuente: R CREG 096/06, Art. 4) (Fuente: R CREG 079/06, Art. 8)
ARTÍCULO 3.16.8.2.1.3. FUNCIONAMIENTO. Los generadores que tengan Energía de Referencia para el Mercado Secundario y que voluntariamente quieran participar en este mercado, publicarán la cantidad de energía que ofrecen en el Sistema de Información del Mercado Secundario, en la forma como lo establezca el ASIC. El agente generador que requiera ENFICC para cumplir sus Obligaciones de Energía Firme negociará bilateralmente estos Contratos de Respaldo con los generadores oferentes, de acuerdo con esta resol ución. Las negociaciones en el mercado secundario no podrán modificar en forma alguna las condiciones en las cuales los generadores se comprometieron en la Subasta a suministrar la Energía Firme. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 61) (Fuente: R CREG 079/06, Art. 9)
ARTÍCULO 3.16.8.2.1.4. CONTENIDO DE LOS CONTRATOS DE RESPALDO DE ENERGÍA FIRME Y DE LAS DECLARACIONES DE RESPALDO. La forma, contenido, garantías y condiciones establecidas en los Contratos de Respaldo de Energía Firme podrán pactarse libremente entre las partes. Las partes deberán incluir en el contrato la información referente a la identificación de los generadores que intervienen, del recurso de generación comprometido y del respaldado, la cantidad diaria determinada de Energía Firme negociada en el contrato, expresada en kilovatios hora día, y su período de vigencia. La Declaración de Respaldo deberá contener la información referente a la identificación del generador que declara, del recurso de generación comprometido y del respaldado, la cantidad diaria determinada de Energía Firme comprometida con la declaración, expresada en kilovatios hora día, y su período de vigencia. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 62) (Fuente: R CREG 096/06, Art. 5)
ARTÍCULO 3.16.8.2.1.5. REGISTRO DE CONTRATOS DEL MERCADO SECUNDARIO DE ENERGÍA FIRME. Todos los Contratos de Respaldo de Energía Firme que se celebren entre generadores, como resultado de su negociación en el Mercado Secundario, deberán registrarse ante el ASIC en la forma como él lo establezca. El plazo máximo para el registro de estos contratos será de tres (3) días calendario contados desde la fecha de su celebración, y el mínimo será de dos (2) días antes de su fecha de entrada en vigencia. PARÁGRAFO 1o. El ASIC publicará en el Sistema de Información del Mercado Secundario
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las cantidades transadas bilateralmente, identificando el plazo de estos compromisos, su entrada en vigencia y el precio al que fueron pactados. PARÁGRAFO 3o. El incumplimiento en la entrega de la energía pactada en un Contrato de Respaldo será responsabilidad de las partes contratantes y no modificará las acciones previstas por la CREG para el incumplimiento en la entrega de la ENFICC asignada a los generadores en la Subasta o en el mecanismo de asignación que haga sus veces. PARÁGRAFO 4o. Los Contratos de Respaldo y las Declaraciones de Respaldo serán despachados en el orden en que fueron registrados ante el ASIC, cumpliendo las siguientes condiciones: Las cantidades a despachar no podrán superar los excedentes diarios de generación ideal con respecto a las Obligaciones de Energía Firme del vendedor. Las cantidades a despachar no podrán superar el déficit diario de generación ideal con respecto a las Obligaciones d e Energía Firme del comprador. En todos los casos las cantidades a despachar de cada Contrato de Respaldo o Declaración de Respaldo no podrán superar la cantidad registrada, de acuerdo con las disposiciones contenidas en la presente resolución. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 63) (Fuente: R CREG 096/06, Art. 6) (Fuente: R CREG 079/06, Art. 10)
SECCIÓN 2 POR LA CUAL SE ADICIONAN Y MODIFICAN ALGUNAS DISPOSICIONES DE LA RESOLUCIÓN CREG-071 DE 2006 ARTÍCULO 3.16.8.2.2.1. CESIÓN DE CONTRATOS DE RESPALDO. Los Contratos de Respaldo en el Mercado Secundario podrán ser cedidos cuando exista acuerdo entre las partes que lo suscribieron. La cesión deberá ser registrada ante el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC, dentro de los mismos plazos establecidos para el registro de los Contratos de Respaldo. (Fuente: R CREG 096/06, Art. 2)
CAPÍTULO 3 POR LA CUAL SE DEFINEN LAS REGLAS DE LAS SUBASTAS DE RECONFIGURACIÓN COMO PARTE DE LOS ANILLOS DE SEGURIDAD DEL CARGO POR CONFIABILIDAD
SECCIÓN 1 DISPOSICIONES GENERALES (descripción no original) ARTÍCULO 3.16.8.3.1.1. OBJETO. La Subasta de Reconfiguración es el mecanismo mediante el cual se ajustan los requerimientos que deben ser cubiertos con las Obligaciones de Energía Firme, según los cambios en las proyecciones de demanda de energía.
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(Fuente: R CREG 071/06, Art. 64)
ARTÍCULO 3.16.8.3.1.2. PERIODICIDAD. Anualmente la CREG evaluará la diferencia entre las Obligaciones de Energía Firme adquiridas para un año en particular y la proyección de demanda de energía más reciente calculada por la UPME. Con base en esta evaluación ordenará la realización de una Subasta de Reconfiguración para la compra o para la venta de Obligaciones de Energía Firme, según sea el caso, de conformidad con lo establecido en esta resolución. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 65)
SECCIÓN 2 SUBASTA DE RECONFIGURACIÓN DE VENTA (SRCFV) ARTÍCULO 3.16.8.3.2.1. OBJETO Y ALCANCE. La Subasta de Reconfiguración de Venta es el mecanismo mediante el cual se puede ajustar un exceso de cobertura con Obligaciones de Energía Firme por cambios en las proyecciones de demanda de energía. Quienes resulten con asignaciones en estas subastas de reconfiguración: adquirirán los derechos correlativos a las OEF previamente asignadas de que trata el artículo 4o siguiente y se obligarán a realizar los pagos que se establecen en esta resolución. (Fuente: R CREG 051/12, Art. 2)
ARTÍCULO 3.16.8.3.2.2. PARTICIPANTES. En la Subasta de Reconfiguración de Venta podrán participar como compradores los generadores con OEF vigentes para el Período de Vigencia de la Obligación que se subaste y que se encuentren registrados en el Mercado de Energía Mayorista. (Fuente: R CREG 051/12, Art. 3)
ARTÍCULO 3.16.8.3.2.3. PRODUCTO. En la Subasta de Reconfiguración de Venta el producto a subastar, en adelante OEF de Venta, serán los derechos a la entrega de energía, correlativos a las Obligaciones de Energía Firme, expresados en kWh/día, durante todo el Período de Vigencia de la Obligación que se subaste. (Fuente: R CREG 051/12, Art. 4)
ARTÍCULO 3.16.8.3.2.4. CONVOCATORIA DE LAS SUBASTAS DE RECONFIGURACIÓN DE VENTA. La convocatoria de las subastas de reconfiguración de venta la realizará la CREG considerando las OEF asignadas, las proyecciones de demanda de energía más recientes publicadas por la UPME y el porcentaje de cobertura que considere la CREG. La resolución de convocatoria contendrá al menos la siguiente información: i) Período de Vigencia de la Obligación a considerar en la subasta de reconfiguración de venta; ii) Cronograma en el cual se definirán las actividades a adelantar y las fechas máximas para su cumplimiento. En el cronograma se incluirán las siguientes actividades:
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a) Fecha para la Declaración de Interés por parte de los agentes en donde se informa el nombre del agente generador y la planta de la cual se adquieren las OEF de venta; b) Fecha en la cual el ASIC informará el precio máximo del Cargo por Confiabilidad para el período t a subastar; c) Fecha en la que se deberán entregar los sobres cerrados; d) Fecha para realizar la subasta en presencia del auditor y participantes en la misma; e) Fecha de publicación de resultados de la asignación por parte del ASIC. PARÁGRAFO. La CREG podrá convocar a una nueva Subasta de Reconfiguración de Venta para el mismo período de vigencia de la obligación para el cual se haya realizado una Subasta de Reconfiguración de Venta previa, cuando se cumplan las siguientes condiciones: i) Una vez celebrada una Subasta de Reconfiguración de Venta, convocada conforme a lo señalado en el artículo 3.16.8.3.2.4 de esta resolución, la cantidad subastada no haya sido asignada completamente. ii) Al menos uno de los generadores que representan plantas y/o unidades de generación y que cumplan con lo establecido en el artículo 3.16.8.3.2.2 de esta resolución, manifieste mediante comunicación suscrita por el representante legal, el interés en participar en una Subasta de Reconfiguración de Venta adicional. La manifestación se deberá entregar a la CREG con copia al ASIC máximo el 1o de septiembre del año del inicio del período de vigencia a subastar. La CREG podrá convocar a una nueva Subasta de Reconfiguración de Venta mediante Circular del Director Ejecutivo en la que se informará el cronograma a seguir por los agentes participantes y el administrador de la subasta, de acuerdo con lo establecido en este artículo. (Fuente: R CREG 051/12, Art. 5) (Fuente: R CREG 115/12, Art. 1)
ARTÍCULO 3.16.8.3.2.5. CARACTERÍSTICAS. La Subasta de Reconfiguración de Venta deberá cumplir las siguientes reglas: i) Tipo de subasta: se define como una subasta de sobre cerrado; ii) Período a subastar: período t entre el 1o de diciembre del año p y el 30 de noviembre del año p+1; iii) Los participantes de que trata el artículo 3o presentarán sus ofertas en sobre cerrado las cuales deberán contener: a) Identificación del agente generador que representa a la planta y/o unidad con OEF asignadas; b) Identificación de la planta y/o unidad de generación con OEF asignadas representada por
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el agente generador a la cual se aplicarán las OEF que se lleguen a comprar; c) Cantidad Máxima de energía en kWh-día en números enteros. Condición que indica la máxima cantidad de derechos correlativos a las OEF para la planta y/o unidad, identificada en el literal b) anterior, que está dispuesto a comprometer el agente que la representa; d) Cantidad Mínima de energía en kWh-día en números enteros. Condición que indica la mínima cantidad de OEF para la planta y/o unidad, identificada en el literal b) anterior, con que está dispuesto a comprometer el agente que la representa, literal a. anterior; e) Margen sobre precio máximo del Cargo por Confiabilidad durante el Período de Vigencia de la Obligación que se subaste en US$/MWh con un decimal. Este valor debe ser un número mayor o igual que cero. PARÁGRAFO. Las características de la Subasta de Reconfiguración de Venta posterior a la convocada de acuerdo con el artículo 3.16.8.3.2.4 de la presente resolución para el mismo Período de Vigencia de la Obligación son las mismas definidas en este artículo con excepción de lo señalado en el literal e) del numeral iii). Además deberá cumplir las siguientes condiciones: i) La oferta del margen sobre precio máximo del Cargo por Confiabilidad en US$/MWh con un decimal deberá ser mayor al margen al cual haya cerrado la subasta convocada de acuerdo con el artículo 3.16.8.3.2.4 de la presente resolución. Valores que no cumplan con esta condición serán causal de inadmisión de la oferta. ii) La cantidad a subastar será la cantidad que haya definido la CREG para la subasta de que trata el artículo 3.16.8.3.2.4 de la presente resolución menos las OEF de Venta asignadas. (Fuente: R CREG 051/12, Art. 6) (Fuente: R CREG 115/12, Art. 2)
ARTÍCULO 3.16.8.3.2.6. PROCESO DE ASIGNACIÓN. El proceso de asignación de la Subasta de Reconfiguración de Venta que adelantará el ASIC se hará mediante un proceso de optimización que tendrá las siguientes etapas: i) Validación. Una vez abiertos los sobres se deberá verificar que la información para cada planta y/o unidad cumpla lo señalado en el numeral iii del artículo 3.16.8.3.2.5 de esta resolución y las siguientes reglas: a) La cantidad máxima deberá ser menor o igual a la OEF asignada a la planta y/o unidad; b) La cantidad mínima deberá ser menor que la cantidad máxima de la planta y/o unidad; ii) Diferenciación de Ofertas. Cuando dos o más plantas y/o unidades oferten el mismo margen de precio, se aplicará un proceso aleatorio que garantice que todas las ofertas tendrán precios diferentes restando valores de 1 US$/GWh. Las variaciones en los márgenes ofertados serán exclusivamente para fines del proceso de optimización y no para establecer el precio al que finalmente se asignen las OEF de Venta.
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iii) Proceso de Optimización. El proceso de optimización se realizará cumpliendo las siguientes reglas: a) La función objetivo será maximizar la suma de las multiplicaciones entre las OEF de Venta por el margen de precio ofertado correspondiente, diferenciado conforme al numeral ii anterior, por cada una de las plantas y/o unidades, sujeta a las siguientes restricciones: i) La sumatoria de las asignaciones de las OEF de Venta para cada planta y/o unidad deberá ser cero o un número entre la Cantidad Mínima y la Cantidad Máxima ofertada; ii) La suma de las OEF de Venta vendidas deberá ser menor o igual a la cantidad subastada en la Subasta de Reconfiguración de Venta; b) Las variables de asignación asociadas a cada planta y/o unidad para la formulación del problema de optimización se definen en orden ascendente según el margen de precio de oferta resultante del proceso de diferenciación de ofertas; c) La asignación de las OEF de Venta se obtendrá de la primera solución encontrada al resolver el problema de optimización planteado en este numeral; d) Una vez se finalice el proceso de optimización, se determinará el margen de asignación como el menor de los que resulten con asignaciones de OEF de Venta. Este será el margen de precio de la Subasta de Reconfiguración de Venta (MPsrcfv) que tendrán que pagar por las OEF de Venta asignadas. iv) Formulación matemática, modelo computacional y manual. La formulación matemática, el modelo computacional y el manual para hacer esta optimización serán presentados por el ASIC a la CREG en un plazo de cinco (5) semanas a partir de la publicación de la presente resolución para que sean publicados mediante Circular de la Dirección Ejecutiva que estará disponible en la página web de la CREG. El Manual contendrá todos los parámetros de programación y equipos necesarios para resolver el problema de optimización antes mencionado, dentro de los cuales estarán cuando menos los siguientes: a) Programa de optimización. Versión y parámetros de ajuste del mismo; b) Especificaciones de equipo computacional. El ASIC llevará a cabo el proceso de asignación de acuerdo con el reglamento definido en el Anexo 1 de la presente resolución, en presencia del Auditor de la Subasta de Reconfiguración y de los representantes de los participantes o sus apoderados y publicará los resultados de la subasta de asignación de la OEF de Venta incluyendo la siguiente información: margen de precio, período de vigencia de la obligación y cantidades asignadas. (Fuente: R CREG 051/12, Art. 7)
ARTÍCULO 3.16.8.3.2.7. OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME, OEF. Se aplicarán las
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siguientes reglas a las OEF asignadas a las plantas y/o unidades para el período t que adquieran OEF de Venta en una Subasta de Reconfiguración de Venta para el mismo periodo: i) Plantas en construcción con cumplimiento parcial de las OEF con OEF de Venta. Las plantas en construcción cumplirán, para todos los efectos, las OEF asignadas previamente a la subasta de reconfiguración para el período t, en la misma cantidad de las OEF de Venta que le sean asignadas en dicha subasta para el mismo período. Las OEF que excedan las OEF de Venta se deberán cumplir conforme a lo establecidos en la regulación; ii) Plantas en construcción con cumplimiento total de las OEF asignadas con OEF de Venta. Se aplicarán las siguientes reglas a las plantas en construcción que adquieran OEF de Venta en una Subasta de Reconfiguración de Venta para el período t en la misma cantidad de las OEF asignadas en subastas previas a la subasta de reconfiguración para ese período t: a) Se considerará para todos los efectos cumplidas las OEF asignadas previamente a la subasta de reconfiguración para el periodo t; b) Se aplazará el Inicio de Período de Vigencia de la Obligación en la duración del período t, solamente para efectos de la fecha de referencia del cumplimiento de puesta en operación del proyecto y de las garantías que apliquen; c) La fecha de finalización del período de vigencia de las obligaciones no tendrá ningún cambio con respecto al establecido en el momento de la asignación de las OEF. iii) Plantas existentes con cumplimiento total de las OEF asignadas con OEF de venta. Se aplicarán las siguientes reglas a las plantas existentes que adquieran OEF de Venta en una Subasta de Reconfiguración de Venta para el período t en la misma cantidad de las OEF asignadas en subastas previas a la subasta de reconfiguración para ese período t: a) Se considerará para todos los efectos cumplidas las OEF asignadas previamente a la subasta de reconfiguración para el periodo t; b) Para efectos de la estimación del IHF se dará a la OEF de Venta un tratamiento igual al de los contratos en el Mercado Secundario y la variable Cmttp, de que trata el numeral 3.4.1 del Anexo 3 de la Resolución CREG 071 de 2006 , será igual a la OEF de Venta adquirida por la planta; c) No se le aplicarán las pruebas de que trata la Parte 3.16. (Fuente: R CREG 051/12, Art. 8)
ARTÍCULO 3.16.8.3.2.8. LIQUIDACIÓN DE LAS OEF DE VENTA. La liquidación de las OEF de Venta a una planta con OEF asignadas se hará teniendo en cuenta lo siguiente: i) El valor de la parte cumplida con OEF de Venta al precio ponderado del Cargo por Confiabilidad para el período t se calcula como sigue: VOEFVi,d,m = OEFVi,d,m × PCCi,m
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Donde: VOEFVi,d,m:
OEFVi,d,m: PCCi,m:
Valor de la OEF de Venta adquirida en subasta de reconfiguración de venta al precio ponderado para cumplir las OEF de la planta i para el día d para el mes m. Valor que se le cobra al generador que representa a la planta i. OEF de Venta para cumplir la OEF de la planta i para el día d para el mes m en kilovatios-hora (kWh-día). Precio Promedio Ponderado del Cargo por Confiabilidad de las asignaciones de la OEF respalda por la planta i vigente en el mes m, expresado en dólares por kilovatio-hora (US$/kWh) calculado según lo definido en el numeral 8.1.1 del anexo 8 de la Resolución CREG 071 de 2006 ;
ii) El valor de la parte cumplida con OEF de Venta al margen de precio máximo del Cargo por Confiabilidad para el período t se calcula como sigue: VMOEFVi,d,m = OEFVi,d,m × [MPsrcfv + (PMCC – PCCi,m)] Donde: VMOEFVi,d,m:
MPsrcfv: PMCC:
Valor de la OEF de Venta adquirida en subasta de reconfiguración de venta al margen de precio máximo para cumplir OEF de la planta i para el día d para el mes m. Valor que se le cobra al generador que representa a la planta i. Margen de precio de la subasta de reconfiguración de venta para el período t en US$/kWh. Precio máximo del Cargo por Confiabilidad del período t en US$/kWh.
Los valores de MPsrcfv y PMCCm se convertirán a pesos por kilovatio hora ($/kWh) utilizando la TRM correspondiente al último día del mes liquidado, publicado por la Superintendencia Financiera. El valor VMOEFV se garantiza a través del procedimiento de cálculo de garantías financieras y mecanismos alternativos para cubrir transacciones en el Mercado de Energía Mayorista. El incumplimiento por parte del generador que representa la planta que compra OEF de Venta en la entrega de la garantía señalada en el inciso anterior por el valor necesario para cubrir todas sus transacciones en el Mercado Mayorista, hará que pierda la asignación de las OEF de Venta y no le serán aplicables las reglas de que trata el artículo 8o anterior. iii) Los valores que se recauden por los conceptos VOEFVi,d,m y VMOEFVi,d,m definidos en los numerales i. y ii., anteriores, serán asignados a cada uno de los comercializadores del SIN a prorrata de su demanda comercial, reduciendo el costo de restricciones en estos valores. (Fuente: R CREG 051/12, Art. 10)
SECCIÓN 3
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SUBASTA DE RECONFIGURACIÓN DE COMPRA (SRCFC) ARTÍCULO 3.16.8.3.3.1. OBJETO Y ALCANCE. La Subasta de Reconfiguración de Compra es el mecanismo mediante el cual se ajusta el déficit de cobertura con Obligaciones de Energía Firme por cambios en las proyecciones de demanda de energía. Quienes resulten con asignaciones en este tipo de subastas se obligan y adquieren derechos en los mismos términos establecidos en la Parte 3.16. (Fuente: R CREG 051/12, Art. 12)
ARTÍCULO 3.16.8.3.3.2. PARTICIPANTES. En la Subasta de Reconfiguración de Compra podrán participar como vendedores los generadores con ENFICC no comprometida para el Período de Vigencia de la Obligación que se subaste. (Fuente: R CREG 051/12, Art. 13)
ARTÍCULO 3.16.8.3.3.3. PRODUCTO. En la Subasta de Reconfiguración de Compra el producto a subastar serán kWh/día durante todo el Período de Vigencia de la Obligación que se subaste. (Fuente: R CREG 051/12, Art. 14)
ARTÍCULO 3.16.8.3.3.4. CONVOCATORIA DE LAS SUBASTAS DE RECONFIGURACIÓN DE COMPRA. La convocatoria de las subastas de reconfiguración de compra la realizará la CREG considerando entre otros las OEF asignadas, las proyecciones de demanda de energía más recientes publicadas por la UPME y el porcentaje de cobertura que considere la CREG. La resolución de convocatoria contendrá al menos la siguiente información: i) Las cantidades de OEF a comprar; ii) Período de Vigencia de la Obligación a considerar en la subasta de reconfiguración de compra; iii) Cronograma en el cual se definirán las actividades a adelantar y las fechas máximas para su cumplimiento. En el cronograma se incluirán las siguientes actividades: a) Fecha para la Declaración de Interés por parte de los agentes en donde se informa el nombre del agente generador, nombre de la planta y cantidad de ENFICC no Comprometida que tendría disponible; b) Fecha en la cual el ASIC verificará la ENFICC no Comprometida; c) Fecha en la cual el ASIC informará el precio máximo del Cargo por Confiabilidad para el período t a subastar; d) Fecha en la que se deberán entregar los sobres cerrados; e) Fecha para realizar la subasta en presencia del auditor y participantes en la misma;
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f) Fecha de publicación de resultados de la asignación por parte del ASIC; g) Fecha en la que se deberán entregar los contratos y/o garantías que deberán cumplir lo definido en las Parte 3.16 y Parte 8.4, respectivamente. (Fuente: R CREG 051/12, Art. 15)
ARTÍCULO 3.16.8.3.3.5. CARACTERÍSTICAS. La Subasta de Reconfiguración de Compra tendrá las siguientes características: i) Tipo de subasta: Sobre Cerrado; ii) Período a subastar: período t entre el 1o de diciembre del año p y el a 30 noviembre del año p+1; iii) Contenido del sobre cerrado: a) Identificación del agente generador que representa a la planta y/o unidad que tiene ENFICC no Comprometida; b) Identificación de la planta y/o unidad de generación con ENFICC no Comprometida por el agente con la cual se respaldarán las OEF que se le lleguen a asignar; c) Cantidad Máxima de energía en kWh-día en números enteros. Condición que indica la máxima cantidad de OEF adicionales para la planta y/o unidad, identificada en el literal b., que está dispuesto a comprometer el agente que la representa; d) Cantidad Mínima de energía en kWh-día en números enteros. Condición que indica la mínima cantidad de OEF adicionales para la planta y/o unidad, identificada en el literal b., que está dispuesto a comprometer el agente que la representa; e) Precio en US$/MWh con un decimal. El valor no podrá ser mayor que el precio máximo del Cargo por Confiabilidad durante el Período de Vigencia de la Obligación que se subaste. (Fuente: R CREG 051/12, Art. 16)
ARTÍCULO 3.16.8.3.3.6. PROCESO DE ASIGNACIÓN. El proceso de asignación de la Subasta de Reconfiguración de Compra que adelantará el ASIC se hará mediante un proceso de optimización que tendrá los siguientes pasos: i) Validación. Una vez abiertos los sobres se deberá verificar que la información para la planta y/o unidad cumpla con lo señalado en el numeral iii del artículo 16 y las siguientes reglas: a) La cantidad máxima no podrá ser superior a la ENFICC no Comprometida de la planta y/o unidad; b) La cantidad mínima no podrá ser superior a la cantidad máxima de la planta y/o unidad;
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ii) Diferenciación de Ofertas. Cuando dos o más plantas y/o unidades oferten el mismo precio, se aplicará un proceso aleatorio que garantice que todas las ofertas tendrán precios diferentes restando valores de 1 US$/GWh. Las variaciones en los precios ofertados serán exclusivamente para fines del proceso de optimización y no para establecer el precio al que finalmente se compre las OEF; iii) Proceso de Optimización. El proceso de optimización se realizará cumpliendo las siguientes reglas: a) La función objetivo será minimizar la suma de las multiplicaciones entre OEF compradas por el precio ofertado, diferenciado conforme al numeral ii anterior, por cada una de las plantas y/o unidades, más el producto entre la demanda no asignada y un precio igual a uno punto cinco (1.5) veces el precio máximo del Cargo por Confiabilidad para el Período de Vigencia de la Obligación a subastar, sujeta a las siguientes restricciones: i) La sumatoria de las asignaciones de OEF compradas para cada planta y/o unidad deberá ser cero o un número entre la Cantidad Mínima y la Cantidad Máxima ofertada; ii) La suma de las asignaciones de OEF compradas no puede ser superior a la cantidad de OEF subastada en la Subasta de Reconfiguración de Compra; b) Las variables de asignación asociadas a cada planta y/o unidad para la formulación del problema de optimización se definen en orden ascendente según el precio de oferta resultante del proceso de diferenciación de ofertas; c) La asignación de las OEF compradas se obtendrá de la primera solución encontrada al resolver el problema de optimización planteado en este numeral; d) Una vez finalice el proceso de optimización, se determinará el precio de asignación como la oferta más alta de las que resulten con asignación de OEF de Compra. Este será el precio de la Subasta de Reconfiguración de Compra que se remunerará a las OEF de Compra asignadas. iv) Formulación matemática, modelo computacional y manual. La formulación matemática, el modelo computacional y el manual para hacer esta optimización serán presentados por el ASIC a la CREG en un plazo de dos (2) meses a partir de la publicación de la presente resolución para que sean publicados mediante Circular de la Dirección Ejecutiva que estará disponible en la página web de la CREG. El Manual contendrá todos los parámetros de programación y equipos necesarios para resolver el problema de optimización antes mencionado, dentro de los cuales estarán cuando menos los siguientes: a) Programa de optimización. Versión y parámetros de ajuste del mismo; b) Especificaciones de equipo computacional. El ASIC llevará a cabo el proceso de asignación de acuerdo con el reglamento definido en el
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Anexo 2 de la presente resolución, en presencia del Auditor de la Subasta de Reconfiguración y de los representantes de los Participantes o sus apoderados y publicará los resultados de la subasta de asignación de la OEF de Compra incluyendo la siguiente información: precio de asignación, período de vigencia de la obligación y cantidades asignadas. (Fuente: R CREG 051/12, Art. 17)
ARTÍCULO 3.16.8.3.3.7. OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME, OEF. Las plantas y/o unidades con OEF asignadas para el período t y que resulten con asignaciones de OEF de Compra en una Subasta de reconfiguración de Compra para el mismo período t, se les sumarán estas obligaciones a las OEF asignadas previamente a la subasta de reconfiguración para establecer las OEF a cumplir en ese período t. En el período de planeación las OEF de Compra deberán respaldarse con contratos de combustibles o la actualización de las garantías de acuerdo con lo definido en la regulación. (Fuente: R CREG 051/12, Art. 18)
SECCIÓN 4 DISPOSICIONES FINALES ARTÍCULO 3.16.8.3.4.1. RESULTADO DEL PROCESO ASIGNACIÓN DE OEF DE LAS SUBASTAS DE RECONFIGURACIÓN DE VENTA Y COMPRA DEFINIDAS EN LA Resolución CREG 051 de 2012. El resultado del proceso de asignación de OEF de las Subastas de Reconfiguración de Venta y Compra definidas en la Resolución CREG 051 de 2012 se dará en kWh truncados a valores enteros. (Fuente: R CREG 066/12, Art. 5)
ARTÍCULO 3.16.8.3.4.2. AUDITORÍAS DE LAS SUBASTAS DE RECONFIGURACIÓN. Los procesos de las Subastas de Reconfiguración deberán ser auditados para lo cual se deberá cumplir con lo siguiente: a) El Administrador de la Subasta definirá los Términos de Referencia de acuerdo con lo definido en esta resolución; b) El auditor será elegido mediante selección objetiva; c) El costo de la auditoría será pagado a prorrata por quienes tengan asignaciones en las subasta de reconfiguración. Si no hay asignaciones el costo será pagado por el ASIC al auditor y este valor se incluirá dentro de los ingresos regulaciones de la empresa; d) El auditor deberá cumplir las responsabilidades señaladas en el Anexo 1 o Anexo 2 de la presente resolución, según corresponda. (Fuente: R CREG 051/12, Art. 19)
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SECCIÓN 5 REGLAMENTO DE LA SUBASTA DE SOBRE CERRADO PARA LA SUBASTA DE RECONFIGURACIÓN DE VENTA (ANEXO 1)
SUBSECCIÓN 1 OBJETO Y DEFINICIONES ARTÍCULO 3.16.8.3.5.1.1. OBJETO. El presente Reglamento tiene por objeto establecer las condiciones y procedimientos para que los agentes o personas jurídicas que representan plantas y/o unidades de generación con OEF asignadas participen en la subasta de sobre cerrado según lo establecido en el Capítulo II de esta Resolución y aquellas que la adicionan, modifiquen o sustituyan. (Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 1 Num. 1.1)
SUBSECCIÓN 2 REPORTE DE INFORMACIÓN ARTÍCULO 3.16.8.3.5.2.1. REPORTE DE INFORMACIÓN. Los participantes que representen plantas y/o unidades con OEF asignadas para el período a subastar deberán reportar toda la información correspondiente a las plantas o unidades de generación que respaldan las OEF que se quieren cumplir con OEF de Venta, en los plazos de que trata el artículo 3.16.8.3.2.4 de esta misma resolución. (Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 1 Num. 1.3)
SUBSECCIÓN 3 DEBERES Y RESPONSABILIDADES ARTÍCULO 3.16.8.3.5.3.1. RESPONSABILIDADES Y DEBERES DEL ADMINISTRADOR DEL SISTEMA DE INTERCAMBIOS COMERCIALES, ASIC. Corresponderá al ASIC las siguientes responsabilidades y deberes respecto a la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a una Subasta de Reconfiguración de Venta: a) Anunciar el precio máximo del Cargo por Confiabilidad durante el Período de Vigencia de la Obligación que se subaste en US$/MWh b) Realizar la asignación de OEF de Venta a los participantes que representan plantas con OEF asignadas para el período a subastar de acuerdo con el proceso establecido en esta Resolución, la presente Subsección 3.16.8.3.5.3 y aquellas normas que los adicionen, modifiquen o sustituyan; c) Realizar la Subasta de Sobre Cerrado a que hace referencia este Anexo; d) Informar el lugar, fecha y hora en que se realizará la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Venta;
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e) Conservar registros históricos, de la totalidad de operaciones realizadas en desarrollo de la subasta, de conformidad con las disposiciones legales vigentes en materia de conservación de documentos; f) Contratar el Auditor de la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Venta; g) Divulgar la información de la asignación de OEF de Venta a plantas y/o unidades con OEF asignadas para el período a subastar; h) Resolver las reclamaciones que se presenten por parte de los Participantes de la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Venta. (Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 1 Num. 1.4) (Fuente: R CREG 066/12, Art. 1)
ARTÍCULO 3.16.8.3.5.3.2. RESPONSABILIDADES Y DEBERES DE LOS PARTICIPANTES DE LA SUBASTA DE SOBRE CERRADO CORRESPONDIENTE A LA SUBASTA DE RECONFIGURACIÓN DE VENTA. Los Participantes de la Subasta de Reconfiguración deberán: a) Presentarse en el lugar, fecha y hora que el ASIC defina para la realización de la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Venta; b) Presentar al ASIC la Oferta en Sobre Cerrado en el plazo establecido en el cronograma y en el formato definido para ello por el ASIC, cuando este lo requiera dentro del proceso de asignación; c) Abstenerse de realizar actos de competencia desleal, acuerdos contrarios a la libre competencia o contrarios a la legislación o a la regulación vigente aplicable y que afecten la transparencia del proceso o la adecuada formación de precios y en general el desarrollo de la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Venta. (Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 1 Num. 1.5)
ARTÍCULO 3.16.8.3.5.3.3. RESPONSABILIDADES Y DEBERES DEL AUDITOR DE LA SUBASTA DE SOBRE CERRADO CORRESPONDIENTE A LA SUBASTA DE RECONFIGURACIÓN DE VENTA. El Auditor de la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Venta tendrá a su cargo las siguientes responsabilidades y deberes: a) Verificar e intervenir cuando sea necesario para garantizar la correcta aplicación de la regulación vigente que rige el desarrollo de la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Venta; b) Remitir a la CREG, dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la finalización de la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Venta, un informe en el cual se establezca, sin ambigüedades, el cumplimiento o no de la regulación vigente que rige dicha subasta. PARÁGRAFO. Cuando el Auditor de la Subasta establezca que en la Subasta de Sobre
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Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Venta respectiva no se dio cumplimiento a la normatividad vigente, el proceso de asignación no producirá efectos para los Participantes, en el estado en el que se encuentre y el ASIC procederá a convocar nuevamente la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Venta en un plazo no mayor a veinte (20) días. Lo anterior sin perjuicio de las acciones penales y/o civiles y las actuaciones administrativas a que haya lugar contra las personas que hayan incumplido la normatividad vigente. (Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 1 Num. 1.6)
SUBSECCIÓN 4 DEL PROCESO DE ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME DE VENTA ARTÍCULO 3.16.8.3.5.4.1. REPRESENTACIÓN DE LOS PARTICIPANTES EN LA SUBASTA DE SOBRE CERRADO CORRESPONDIENTE A LA SUBASTA DE RECONFIGURACIÓN DE VENTA. Las ofertas presentadas al ASIC por los participantes de la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Venta, en el formato establecido para ello, deberán estar firmadas por el Representante Legal o quien tenga el Poder para ello. Los Participantes deberán enviar al ASIC el certificado de Existencia y Representación Legal y, en caso de aplicar, el Poder, ambos con una vigencia no superior a dos (2) meses, así como todos los documentos necesarios que respalden la delegación, todo lo anterior, cumpliendo con la normatividad aplicable en la República de Colombia, en especial, lo establecido en el Código de Comercio Colombiano para la Representación Legal de las Sociedades o en caso de aplicar la representación especial, se deberá enviar mediante documento escrito en soporte papel, debidamente firmado por el Representante Legal del Agente o Persona Jurídica interesada. También deberá enviar una comunicación escrita con los nombres y firmas del Representante Legal o quien haga sus veces o de las personas con Poder. En todo caso, se deberá prever que el original de las comunicaciones de que trata el presente numeral deberá estar disponible en el ASIC y debidamente aprobado por este, en las fechas que para tal efecto defina la CREG en la resolución de convocatoria o mediante Circular de la Dirección Ejecutiva. PARÁGRAFO. Si la información enviada por el participante no cumple con las normas aplicables vigentes, dicho agente o persona jurídica no podrá participar en la subasta de sobre cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Venta. (Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 1 Num. 1.7) (Fuente: R CREG 066/12, Art. 2)
ARTÍCULO 3.16.8.3.5.4.2. RECEPCIÓN Y APERTURA DE LAS OFERTAS. Las ofertas serán recibidas por el ASIC en el lugar, fecha y hora que este defina, según lo previsto en el presente Reglamento. El ASIC procederá a la apertura de las ofertas en presencia del Auditor y de los representantes de los Participantes o sus apoderados en la Subasta de Reconfiguración de Venta. Se suscribirá por todos los asistentes un acta en la cual se deje constancia de las
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personas presentes, los representantes de los Participantes, el nombre de la(s) plantas con asignación de OEF que representan y el cumplimiento de los requisitos para participar de la subasta de sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración. Las ofertas en sobre cerrado se recibirán y radicarán con fecha y hora de presentación ante el ASIC. (Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 1 Num. 1.8)
ARTÍCULO 3.16.8.3.5.4.3. CONTENIDO DE LAS OFERTAS. El Participante deberá diligenciar y suscribir el formato definido por el ASIC para presentar las Ofertas para cada una de las plantas con asignación de OEF que presenta. El formato deberá contener: a) Nombre o Denominación Social del participante; b) Datos de la persona que firma el formato: Nombre completo. Cédula de ciudadanía para personas colombianas. Cédula de Extranjería o pasaporte; c) Nombre de la planta o unidad; d) Cantidad Máxima de OEF de Venta que está dispuesto a adquirir en valores enteros de kWh-día; e) Cantidad Mínima de OEF de Venta que está dispuesto a adquirir en valores enteros de kWhdía. f) Margen sobre el precio máximo del Cargo por Confiabilidad a ofertar en dólares por megavatio hora con un decimal. Para efectos del proceso de optimización este valor se convertirá en kilovatios hora. Los representantes deberán diligenciar toda la información requerida por el ASIC. PARÁGRAFO. Si el Participante presenta cualquier información adicional a la solicitada en el formato al que se refiere este artículo, lo cual incluye cualquier tipo de notas aclaratorias u otro tipo de información no solicitada, su oferta no será tenida en cuenta. (Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 1 Num. 1.9) (Fuente: R CREG 066/12, Art. 3)
ARTÍCULO 3.16.8.3.5.4.4. INADMISIÓN DE OFERTAS. Las Ofertas que no cumplan con las siguientes condiciones se entenderán como no presentadas: a) Debe ser presentada por el participante en el formato establecido por el ASIC; b) Deben ser diligenciada en su totalidad; c) Debe estar firmada por el representante legal o por la persona con Poder, de acuerdo con
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lo establecido en el presente Reglamento. También se tendrán por no presentadas las ofertas en las que: a) El participante presente cualquier información adicional a la solicitada en el formato al que se refiere el numeral 1.9; b) El contenido de la oferta no cumpla con las reglas a) y b) de verificación del numeral i. del artículo 7o de la presente resolución. f) El margen ofertado es un número menor que cero y/o tiene más de un decimal. En el momento en que el ASIC identifique que alguna de las condiciones anteriores no se cumplieron en la Oferta, informará inmediatamente al Participante respectivo, al auditor de la subasta y la CREG y se entenderá que la planta no participará en la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Venta. (Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 1 Num. 1.10) (Fuente: R CREG 066/12, Art. 4)
ARTÍCULO 3.16.8.3.5.4.5. SUBASTA DESIERTA. El ASIC declarará desierta la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Venta cuando no se reciban Ofertas o la totalidad de Ofertas presentadas hayan sido inadmitidas conforme a lo dispuesto en este Anexo. (Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 1 Num. 1.11)
SUBSECCIÓN 5 DISPOSICIONES FINALES ARTÍCULO 3.16.8.3.5.5.1. RECLAMACIONES. Todas las reclamaciones que pudieran suscitarse respecto del desarrollo, ejecución y cumplimiento de la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Venta, deberá tramitarse por los participantes durante la subasta en presencia del auditor de la subasta y antes del cierre de la misma, para lo cual, el ASIC publicará el procedimiento a seguir. Las respuestas estarán a cargo del ASIC, con base en la regulación vigente, en caso de no ser posible resolver la reclamación el ASIC tendrá la facultad de suspender la Subasta y dar traslado a la CREG. (Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 1 Num. 1.12)
ARTÍCULO 3.16.8.3.5.5.2. LIMITACIÓN DE LA RESPONSABILIDAD DEL ASIC. El ASIC no será responsable de la información suministrada por los participantes, ni de los resultados que de la misma se deriven, así como del desarrollo de la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Venta que dependa de la información suministrada y las actuaciones de los participantes. (Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 1 Num. 1.13)
ARTÍCULO 3.16.8.3.5.5.3. FECHA Y HORA. Para todos los efectos se considerará la fecha y
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hora legal para la República de Colombia. (Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 1 Num. 1.14)
ARTÍCULO 3.16.8.3.5.5.4. IDIOMA. La Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Venta y los resultados de las mismas será redactada y se considerarán en castellano, idioma oficial de Colombia. (Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 1 Num. 1.15)
SECCIÓN 6 REGLAMENTO DE LA SUBASTA DE SOBRE CERRADO PARA LA SUBASTA DE RECONFIGURACIÓN DE COMPRA
SUBSECCIÓN 1 OBJETO Y DEFINICIÓN ARTÍCULO 3.16.8.3.6.1.1. OBJETO. El presente Reglamento tiene por objeto establecer las condiciones y procedimientos para que los agentes o personas jurídicas que representan plantas y/o unidades de generación con OEF asignadas participen en la subasta de sobre cerrado según lo establecido en la Subsección 3.16.8.3.6.1 de esta resolución y aquellas que la adicionan, modifiquen o sustituyan. (Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 2 Num. 2.1)
SUBSECCIÓN 2 REPORTE DE INFORMACIÓN ARTÍCULO 3.16.8.3.6.2.1. REPORTE DE INFORMACIÓN. Los participantes que representen plantas y/o unidades con ENFICC no Comprometida para el período a subastar deberán reportar toda la información correspondiente a las plantas o unidades de generación con las cuales se quiere respaldar OEF de Compra, en los plazos de que trata el artículo 15 de esta misma resolución. (Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 2 Num. 2.3)
SUBSECCIÓN 3 DEBERES Y RESPONSABILIDADES ARTÍCULO 3.16.8.3.6.3.1. RESPONSABILIDADES Y DEBERES DEL ADMINISTRADOR DEL SISTEMA DE INTERCAMBIOS COMERCIALES, ASIC. Corresponderá al ASIC las siguientes responsabilidades y deberes respecto a la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a una Subasta de Reconfiguración de Compra: a) Anunciar el precio máximo del Cargo por Confiabilidad durante el Período de Vigencia de la Obligación que se subaste en US$/MWh con un decimal;
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b) Realizar la verificación de la ENFICC no Comprometida de la planta y/o unidad presentada por el agente interesado en participar en la subasta de reconfiguración; c) Realizar la asignación de OEF de Compra a los participantes que representan plantas ENFICC no Comprometida para el período a subastar de acuerdo con el proceso establecido en esta resolución y el presente Anexo, y aquellas normas que los adicionen, modifiquen o sustituyan; d) Realizar la Subasta de Sobre Cerrado a que hace referencia este Anexo; e) Informar el lugar, fecha y hora en que se realizará la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Compra; f) Conservar registros históricos, de la totalidad de operaciones realizadas en desarrollo de la subasta, de conformidad con las disposiciones legales vigentes en materia de conservación de documentos; g) Contratar el Auditor de la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Compra; h) Divulgar la información de la asignación de OEF de Compra a plantas y/o unidades con ENFICC no Comprometida para el período a subastar; i) Resolver las reclamaciones que se presenten por parte de los Participantes de la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Venta. (Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 2 Num. 2.4)
ARTÍCULO 3.16.8.3.6.3.2. RESPONSABILIDADES Y DEBERES DE LOS PARTICIPANTES DE LA SUBASTA DE SOBRE CERRADO CORRESPONDIENTE A LA SUBASTA DE RECONFIGURACIÓN DE COMPRA. Los Participantes de la Subasta de Reconfiguración deberán: a) Presentarse en el lugar, fecha y hora que el ASIC defina para la realización de la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Compra; b) Presentar al ASIC la Oferta en Sobre Cerrado en el plazo establecido en el cronograma y en el formato definido para ello por el ASIC, cuando éste lo requiera dentro del proceso de asignación; c) Abstenerse de realizar actos de competencia desleal, acuerdos contrarios a la libre competencia o contrarios a la legislación o a la regulación vigente aplicable y que afecten la transparencia del proceso o la adecuada formación de precios y en general el desarrollo de la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Compra. (Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 2 Num. 2.5)
ARTÍCULO 3.16.8.3.6.3.3. RESPONSABILIDADES Y DEBERES DEL AUDITOR DE LA SUBASTA DE SOBRE CERRADO CORRESPONDIENTE A LA SUBASTA DE
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RECONFIGURACIÓN DE COMPRA. El Auditor de la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Compra tendrá a su cargo las siguientes responsabilidades y deberes: c) Verificar e intervenir cuando sea necesario para garantizar la correcta aplicación de la regulación vigente que rige el desarrollo de la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Compra; d) Remitir a la CREG, dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la finalización de la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Compra, un informe en el cual se establezca, sin ambigüedades, el cumplimiento o no de la regulación vigente que rige dicha subasta. PARÁGRAFO. Cuando el Auditor de la Subasta establezca que en la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Compra respectiva no se dio cumplimiento a la normatividad vigente, el proceso de asignación no producirá efectos para los Participantes, en el estado en el que se encuentre y el ASIC procederá a convocar nuevamente la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Compra en un plazo no mayor a veinte (20) días. Lo anterior sin perjuicio de las acciones penales y/o civiles y las actuaciones administrativas a que haya lugar contra las personas que hayan incumplido la normatividad vigente. (Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 2 Num. 2.6)
SUBSECCIÓN 4 DEL PROCESO DE ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME DE COMPRA ARTÍCULO 3.16.8.3.6.4.1. REPRESENTACIÓN DE LOS PARTICIPANTES EN LA SUBASTA DE SOBRE CERRADO CORRESPONDIENTE A LA SUBASTA DE RECONFIGURACIÓN DE COMPRA. Las ofertas presentadas al ASIC por los participantes de la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Compra, en el formato establecido para ello, deberán estar firmadas por el Representante Legal o quien tenga el Poder para ello. Los Participantes deberán enviar al ASIC el certificado de Existencia y Representación Legal y, en caso de aplicar, el Poder, ambos con una vigencia no superior a dos (2) meses, así como todos los documentos necesarios que respalden la delegación, todo lo anterior, cumpliendo con la normatividad aplicable en la República de Colombia, en especial, lo establecido en el Código de Comercio Colombiano para la Representación Legal de las Sociedades o en caso de aplicar la representación especial, se deberá enviar mediante documento escrito en soporte papel, debidamente firmado por el Representante Legal del Agente o Persona Jurídica interesada. También deberá enviar una comunicación escrita con los nombres y firmas del Representante Legal o quien haga sus veces o de las personas con Poder. En todo caso, se deberá prever que el original de las comunicaciones de que trata el presente
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numeral deberá estar disponible en el ASIC y debidamente aprobado por éste, en las fechas que para tal efecto defina la CREG. PARÁGRAFO. Si la información enviada por el participante no cumple con las normas aplicables vigentes, dicho agente o persona jurídica no podrá participar en la subasta de sobre cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Compra. (Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 2 Num. 2.7)
ARTÍCULO 3.16.8.3.6.4.2. RECEPCIÓN Y APERTURA DE LAS OFERTAS. Las Ofertas serán recibidas por el ASIC en el lugar, fecha y hora que éste defina, según lo previsto en el presente Reglamento. El ASIC procederá a la apertura de las Ofertas en presencia del Auditor y de los representantes de los Participantes o sus apoderados en la Subasta de Reconfiguración de Compra. Se suscribirá por todos los asistentes un acta en la cual se deje constancia de las personas presentes, los representantes de los Participantes, el nombre de la(s) plantas con asignación de OEF que representan y el cumplimiento de los requisitos para participar de la subasta de sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración. Las ofertas en sobre cerrado se recibirán y radicarán con fecha y hora de presentación ante el ASIC. (Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 2 Num. 2.8)
ARTÍCULO 3.16.8.3.6.4.3. CONTENIDO DE LAS OFERTAS. El Participante deberá diligenciar y suscribir el formato definido por el ASIC para presentar las Ofertas para cada una de las plantas con asignación de OEF que presenta. El formato deberá contener: d) Nombre o Denominación Social del participante; e) Datos de la persona que firma el formato: Nombre completo. Cédula de ciudadanía para personas colombianas. Cédula de Extranjería o pasaporte; f) Nombre de la planta o unidad; f) Cantidad Máxima de OEF de Compra que está dispuesto a adquirir en valores enteros de kWh-día; e) Cantidad Mínima de OEF de Compra que está dispuesto a adquirir en valores enteros de kWh-día; f) Precio ofertado en dólares por megavatio hora con un decimal. Para efectos del proceso de optimización este valor se convertirá en valores enteros en kilovatios hora. Los representantes deberán diligenciar toda la información requerida por el ASIC.
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PARÁGRAFO. Si el Participante presenta cualquier información adicional a la solicitada en el formato al que se refiere este artículo, lo cual incluye cualquier tipo de notas aclaratorias u otro tipo de información no solicitada, su Oferta no será tenida en cuenta. (Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 2 Num. 2.9)
ARTÍCULO 3.16.8.3.6.4.4. INADMISIÓN DE OFERTAS. Las Ofertas que no cumplan con las siguientes condiciones se entenderán como no presentadas: a) Debe ser presentada por el Participante en el formato establecido por el ASIC; b) Debe ser diligenciada en su totalidad; c) Debe estar firmada por el Representante Legal o por la persona con Poder, de acuerdo con lo establecido en el presente Reglamento. También se tendrán por no presentadas las ofertas en las que: d) Que el Participante presente cualquier información adicional a la solicitada en el formato al que se refiere el numeral 2.9; e) Que el contenido de la Oferta no cumpla con las reglas a) y b) de verificación del numeral i. del artículo 17 de la presente resolución. En el momento en que el ASIC identifique que alguna de las condiciones anteriores no se cumplieron en la Oferta, informará inmediatamente al Participante respectivo, al Auditor de la Subasta y la CREG y se entenderá que la planta no participará en la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Compra. (Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 2 Num. 2.10)
ARTÍCULO 3.16.8.3.6.4.5. SUBASTA DESIERTA. El ASIC declarará desierta la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Compra cuando no se reciban Ofertas o la totalidad de Ofertas presentadas hayan sido inadmitidas conforme a lo dispuesto en este Anexo. (Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 2 Num. 2.11)
SUBSECCIÓN 5 DISPOSICIONES FINALES ARTÍCULO 3.16.8.3.6.5.1. RECLAMACIONES. Todas las reclamaciones que pudieran suscitarse respecto del desarrollo, ejecución y cumplimiento de la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Compra, deberá tramitarse por los Participantes durante la Subasta en presencia del Auditor de la Subasta y antes del cierre de la misma, para lo cual, el ASIC publicará el procedimiento a seguir. Las respuestas estarán a cargo del ASIC, con base en la regulación vigente, en caso de no ser posible resolver la reclamación el ASIC tendrá la facultad de suspender la Subasta y dar traslado a la CREG.
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(Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 2 Num. 2.12)
ARTÍCULO 3.16.8.3.6.5.2. LIMITACIÓN DE LA RESPONSABILIDAD DEL ASIC. El ASIC no será responsable de la información suministrada por los Participantes, ni de los resultados que de la misma se deriven, así como del desarrollo de la Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Compra que dependa de la información suministrada y las actuaciones de los Participantes. (Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 2 Num. 2.13)
ARTÍCULO 3.16.8.3.6.5.3. FECHA Y HORA. Para todos los efectos se considerará la fecha y hora legal para la República de Colombia. (Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 2 Num. 2.14)
ARTÍCULO 3.16.8.3.6.5.4. IDIOMA. La Subasta de Sobre Cerrado correspondiente a la Subasta de Reconfiguración de Compra y los resultados de las mismas será redactada y se considerarán en castellano, idioma oficial de Colombia. (Fuente: R CREG 051/12, ANEXO 2 Num. 2.15)
CAPÍTULO 4 DEMANDA DESCONECTABLE VOLUNTARIAMENTE ARTÍCULO 3.16.8.4.1. OBJETO. Mediante el mecanismo de Demanda Desconectable Voluntariamente un generador que anticipe que su energía no es suficiente para cumplir con sus Obligaciones de Energía Firme, podrá negociar con los usuarios, por medio de sus comercializadores, la reducción voluntaria de la demanda de energía. Esta negociación se efectuará a través de un mecanismo cuyo funcionamiento será definido por la CREG en resolución aparte. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 73)
CAPÍTULO 5 GENERACIÓN DE ÚLTIMA INSTANCIA
SECCIÓN 1 DISPOSICIONES GENERALES (descripción no original) ARTÍCULO 3.16.8.5.1.1. OBJETO. La Generación de Ultima Instancia es el mecanismo mediante el cual un generador que anticipe que su energía no es suficiente para cumplir con sus Obligaciones de Energía Firme, negociará el suministro de esta energía con el propietario o el representante comercial de un Activo de Generación de Ultima Instancia. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 74)
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ARTÍCULO 3.16.8.5.1.2. REGISTRO DEL ACTIVO DE GENERACIÓN DE ULTIMA INSTANCIA. El generador que respalde sus Obligaciones de Energía Firme con la utilización de un Activo de Generación de última Instancia deberá registrarlo ante el CND y el ASIC de conformidad con la regulación vigente. Este activo será despachado de acuerdo con la regulación vigente. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 75) (Fuente: R CREG 079/06, Art. 11)
SECCIÓN 2 POR LA CUAL SE MODIFICAN ALGUNAS REGLAS DE LOS ANILLOS DE SEGURIDAD DEL CARGO POR CONFIABILIDAD ARTÍCULO 3.16.8.5.2.1. PLANTAS DE GENERACIÓN DE ÚLTIMA INSTANCIA. Las plantas y/o unidades de Generación de Última Instancia, en las cuales se exceptúan los autogeneradores y cogeneradores que se encuentran en operación al momento del registro del Anillo de Seguridad, pueden ser de dos tipos: a) Construidas que no están conectadas al SIN. b) Por construir o instalar. Las Plantas de Generación de Última Instancia deberán cumplir con las siguientes características: i) Plantas de generación despachadas centralmente. ii) Los costos variables de combustible estimados no podrán ser superiores al Precio de Escasez Parte Combustible. Para la verificación de este requisito se aplicará lo definido en el Capítulo 3.16.3.4. Las Plantas de Generación de Última Instancia tendrán el tratamiento operativo y comercial dado a cualquier generador dentro del Mercado de Energía Mayorista. (Fuente: R CREG 153/11, Art. 4)
ARTÍCULO 3.16.8.5.2.2. REQUISITOS PARA RESPALDAR OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME CON PLANTAS DE GENERACIÓN DE ÚLTIMA INSTANCIA. Los requisitos para respaldar Obligaciones de Energía Firme con Plantas de Última Instancia, de acuerdo con el tipo, son: a) Construidas. Deberán cumplir los siguientes requisitos: i) Certificar la energía firme de acuerdo con lo definido en el artículo 3.16.4.2.1.12 de esta resolución. Los parámetros que se declaren para certificar la energía firme deberán ser auditados siguiendo lo definido en la resolución mencionada. ii) Registrar la planta de generación ante el CND y el ASIC de conformidad con la regulación.
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iii) Realizar la solicitud de la conexión al SIN cumpliendo los requisitos establecidos en la regulación. b) Por construir o instalar. Deberán cumplir los siguientes requisitos: i) Entregar al ASIC garantía de construcción de acuerdo con lo definido en el Capítulo 4 del Reglamento de Garantía del Cargo por Confiabilidad. La fecha de entrada del Generador de Última Instancia deberá ser anterior al Inicio del Período de Vigencia de la Planta que se está respaldando. El proceso de auditoría de construcción se hará siguiendo lo definido en la Parte 8.4. ii. Una vez la planta de Generación de Última Instancia esté disponible para operar, se deberá seguir lo definido en el literal a) del presente artículo para plantas construidas. (Fuente: R CREG 153/11, Art. 5)
ARTÍCULO 3.16.8.5.2.3. PROCEDIMIENTO PARA LA UTILIZACIÓN DEL RESPALDO DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME CON PLANTAS DE GENERACIÓN DE ÚLTIMA INSTANCIA. El procedimiento para la utilización del respaldo de Obligaciones de Energía Firme con Plantas de Generación de Última Instancia será el siguiente: a) Una vez cumplidos los requisitos del artículo 3.16.8.5.2.2 de la presente resolución, la energía firme se negociará en el mercado secundario conforme a las disposiciones definidas en la Parte 3.16. b) Ante eventos de incumplimiento grave e insalvable del cronograma de construcción, en donde se respalde las Obligaciones de Energía Firme con Planta de Generación de Última Instancia, y se aplicarán las disposiciones de la Parte 8.4 y demás normas que la modifiquen o sustituyan. (Fuente: R CREG 153/11, Art. 6)
CAPÍTULO 6 POR LA CUAL SE REGULA EL ANILLO DE SEGURIDAD DEL CARGO POR CONFIABILIDAD DENOMINADO DEMANDA DESCONECTABLE VOLUNTARIAMENTE
SECCIÓN 1 DISPOSICIONES GENERALES ARTÍCULO 3.16.8.6.1.1. OBJETO. Mediante la presente Resolución se adoptan las normas para regular el anillo de seguridad del Cargo por Confiabilidad denominado Demanda Desconectable Voluntaria - DDV, conforme a lo previsto en los artículos 58 y 3.16.8.4.1 de esta resolución. Las normas de esta Resolución hacen parte integrante del Reglamento de Operación que
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regula el funcionamiento del Mercado Mayorista de Energía. (Fuente: R CREG 063/10, Art. 1)
ARTÍCULO 3.16.8.6.1.2. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución aplica a los generadores que anticipen que requieren energía firme para cumplir las Obligaciones de Energía Firme – OEF que tienen asignadas; a los comercializadores que representan a los usuarios interesados en participar voluntariamente en el mecanismo de Demanda Desconectable; así como a la liquidación y recaudo de las transacciones asociadas a la DDV, que operará dentro de la Bolsa de Energía del Mercado Mayorista. (Fuente: R CREG 063/10, Art. 2)
SECCIÓN 2 CARACTERÍSTICAS DEL MECANISMO DE DEMANDA DESCONECTABLE VOLUNTARIA - DDV ARTÍCULO 3.16.8.6.2.1. PRODUCTO. Será la cantidad de demanda de energía reducida en un día (kWh-día) por parte de un comercializador. Esta reducción de energía será pactada en una relación contractual bilateral entre un generador y un comercializador. Se estimará según las metodologías definidas en esta resolución y se tendrá en cuenta en la verificación del cumplimiento de la Obligación de Energía en Firme que respalda la planta o unidad de generación a la que se le asocie el mecanismo. (Fuente: R CREG 063/10, Art. 4) (Fuente: R CREG 203/13, Art. 1)
ARTÍCULO 3.16.8.6.2.2. PARTICIPANTES. En la DDV participarán como compradores los generadores con Obligaciones de Energía en Firme asignadas, y como vendedores los comercializadores, estos últimos en representación de un usuario o un grupo de usuarios interesados en participar en este mecanismo. El Centro Nacional de Despacho (CND) y el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) tendrán a su cargo la coordinación operativa y las transacciones comerciales derivadas del esquema, respectivamente. PARÁGRAFO. Los autogeneradores no podrán participar en este mecanismo, en aplicación de lo definido en el artículo 11 de la Ley 143 de 1994. (Fuente: R CREG 063/10, Art. 5)
ARTÍCULO 3.16.8.6.2.3. ACTIVACIÓN. La DDV se activará cuando el generador envíe, en el formato que disponga el Administrador de Intercambios Comerciales (ASIC), el programa de desconexión de la DDV. Dicho formato contendrá como mínimo la siguiente información: la identificación de la planta que tiene asociada la DDV, la cantidad de energía horaria (MWh) y la referencia del contrato de la demanda desconectable voluntaria, asignada por el ASIC. PARÁGRAFO 1o. Este formato se enviará al ASIC en los mismos plazos establecidos en la regulación para las plantas no despachadas centralmente.
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PARÁGRAFO 2o. El programa de desconexión de la DDV se debe presentar al ASIC para el día en el cual el generador activará el mecanismo, con una desagregación horaria hasta que la suma de la DDV horaria sea igual a la obligación diaria contractual. PARÁGRAFO 3o. El generador debe garantizar que el programa de desconexión de la DDV que presente al ASIC no supere la demanda contratada. En el caso de que el generador declare una cantidad superior a la demanda contratada, el ASIC y el CND considerarán que no hubo desconexión. (Fuente: R CREG 063/10, Art. 6) (Fuente: R CREG 203/13, Art. 2)
ARTÍCULO 3.16.8.6.2.4. DEBERES DE LOS AGENTES Y OPERADORES. Los agentes y operadores que participen en el mecanismo de DDV deberán cumplir los siguientes deberes: Del Generador -- Registrar ante el ASIC el contrato de DDV celebrado con el comercializador de energía. -- Informar al comercializador el despacho de la demanda desconectable, indicando claramente, la fecha de inicio y finalización. Del Comercializador -- Garantizar que los medidores que se utilicen cumplan con los requisitos técnicos establecidos en el código de medida. -- Informar al usuario las condiciones de la Demanda Desconectable Voluntaria, dejando claro que el mecanismo de DDV no es condición necesaria para la firma de un contrato de compraventa o suministro de energía y viceversa. -- Registrar ante el ASIC los usuarios interesados en prestar el servicio de DDV. -- Registrar la frontera del tipo DDV asociándola a la frontera del usuario en el Mercado Mayorista registrada ante el ASIC. -- Verificar que los medidores registrados para la DDV puedan ser interrogados remotamente. -- Verificar que funcione la medida en las fronteras durante el periodo que se active el mecanismo. Del ASIC -- Administrar la base de datos con la información de los participantes del mecanismo: generadores y comercializadores con sus fronteras. -- Publicar en un medio electrónico de fácil consulta, la información de la demanda desconectable voluntaria no comprometida en contratos bilaterales para cada uno de los comercializadores con DDV. -- Verificar que los contratos de DDV cumplan las condiciones de registro para participar en el mecanismo establecidas por la regulación. En caso de que un contrato no cumpla tales
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condiciones el ASIC no lo registrará. -- Verificar que las fronteras con línea base de consumo cumplan con el modelo definido por la CREG. En caso de que una frontera no cumpla ese requisito el ASIC no la registrará. -- Registrar las medidas de las fronteras de DDV y realizar la verificación de cumplimiento de la DDV. -- Determinar la cantidad de DDV asignada e informar a las partes del contrato. -- Verificar que para un mismo período de tiempo t, la frontera que se registra solamente tenga asociado un contrato. En caso de que un contrato no cumpla este requisito el ASIC no lo registrará. -- Enviar la información de la cantidad de DDV por día al agente generador y al comercializador. Del CND -- Incluir en sus análisis y en el despacho la demanda desconectable voluntaria en la operación del sistema. (Fuente: R CREG 063/10, Art. 7) (Fuente: R CREG 203/13, Art. 3)
ARTÍCULO 3.16.8.6.2.5. CONTRATOS DE DDV. Mediante los Contratos de Demanda Desconectable Voluntaria un usuario o grupo de usuarios, representados por un comercializador, se obligan a reducir su consumo de energía eléctrica del Sistema Interconectado Nacional a cambio de un precio que se obliga a pagar el generador. La DDV se acordará mediante contratos celebrados bilateralmente entre el comercializador que representa al usuario o grupo de usuarios y un generador. La forma, contenido, garantías y condiciones de los contratos de la DDV se pactarán libremente entre las partes y deberán contener, como mínimo, la información referente a la identificación del generador y el comercializador, la identificación del usuario, el recurso de generación asociado, la frontera comercial, la cantidad diaria de DDV negociada en el contrato, expresada en kilovatios hora día, y el término de duración del contrato. PARÁGRAFO 1o. El incumplimiento en los contratos podrá implicar la ejecución de las garantías, según se pacte entre las partes. PARÁGRAFO 2o. La frontera comercial de un usuario solo puede tener asociado un contrato de DDV ya sea con medición directa o con línea base de consumo. (Fuente: R CREG 063/10, Art. 8)
ARTÍCULO 3.16.8.6.2.6. REGISTRO DE CONTRATOS PARA LA DDV. Todos los Contratos de DDV deberán registrarse ante el ASIC en la forma como este lo establezca. El plazo mínimo para el registro de estos contratos será de dos (2) días antes de la fecha de inicio de ejecución del contrato.
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(Fuente: R CREG 063/10, Art. 9)
ARTÍCULO 3.16.8.6.2.7. CESIÓN DE CONTRATOS DE DDV. Los contratos de DDV solamente se podrán ceder a agentes generadores o comercializadores inscritos en el mercado mayorista, que cumplan con la normatividad vigente para su participación en el mismo. (Fuente: R CREG 063/10, Art. 10)
ARTÍCULO 3.16.8.6.2.8. EQUIPO DE MEDIDA. La frontera de DDV deberá cumplir con los requisitos exigidos para las fronteras de los usuarios no regulados, definidos en el código de medida vigente. Además deberán permitir la lectura o interrogación remota de la información y de los parámetros del medidor. Si el equipo de medición del usuario o su frontera comercial no permite la interrogación remota, el comercializador deberá realizar los ajustes para que esta se pueda hacer. PARÁGRAFO 1o. El registro de las fronteras comerciales deberá cumplir con los procedimientos establecidos en la regulación para fronteras comerciales. PARÁGRAFO 2o. El Operador de Red, el generador y el comercializador tendrán acceso a la lectura remota. PARÁGRAFO 3o. Los plazos para el registro de Fronteras de DDV serán los mismos establecidos en la regulación para las fronteras comerciales. (Fuente: R CREG 063/10, Art. 11) (Fuente: R CREG 203/13, Art. 4)
ARTÍCULO 3.16.8.6.2.9. FUNCIONAMIENTO DE LA DDV. A continuación se establece, paso a paso, las reglas que se deben aplicar para el funcionamiento de la DDV. Paso 1: El comercializador informará a los usuarios sobre el mecanismo de Demanda Desconectable Voluntaria, y les hará saber expresamente que cada usuario puede decidir libremente si participa o no en dicho mecanismo y que para tener acceso al servicio público de energía eléctrica y celebrar el respectivo contrato servicios públicos no es obligatorio, ni una condición necesaria, participar en dicho mecanismo. Corresponderá al Comercializador demostrar el cumplimiento de este requisito y su omisión dará lugar a la indemnización de los perjuicios que se causen al usuario. Paso 2: El comercializador realizará todas las gestiones técnicas pertinentes para adecuar la frontera comercial, ya sea para la DDV con medidor o para las que tienen línea base de consumo (estimar la línea base de consumo). Los medidores deberán reunir los requisitos exigidos en el código de medida. Paso 3: El comercializador registrará al usuario y la frontera como demanda desconectable voluntaria ante el ASIC, para lo cual diligenciará los formatos que para tal fin disponga el Administrador. Estos formatos tendrán como mínimo la información del nombre del agente comercializador, el código SIC de la frontera del usuario, la fechas de vigencia del contrato y
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la cantidad de demanda desconectable diaria del usuario. El ASIC revisará que una frontera de DDV únicamente se encuentre registrada con un contrato para el periodo de la vigencia del mismo. De encontrar un registro o un trámite adicional de inscripción, el ASIC informará a las partes que el contrato no se puede registrar. Paso 4: El ASIC publicará diariamente en un aplicativo WEB la información del nombre del comercializador y la cantidad de DDV (kWh-día) no comprometida en contratos. Paso 5: El Agente generador consultará el mencionado aplicativo para saber qué comercializadores ofrecen este servicio y realizará las gestiones pertinentes para firmar un contrato bilateral en los términos establecidos en esta resolución. Paso 6: El generador registrará el contrato ante el ASIC y este último verificará que cumpla con los requisitos establecidos en esta resolución. Paso 7: El generador activará el mecanismo y avisará al comercializador con quien tiene el contrato firmado. El comercializador coordinará con los usuarios a los que se les activará la demanda desconectable. Paso 8: El comercializador verificará los sistemas de medida de DDV interrogando la medida una hora antes de la activación, e informará al ASIC, CND y al generador el estado del sistema de medida. Paso 9: El ASIC realizará la liquidación teniendo en cuenta lo establecido en esta resolución. Paso 10: El ASIC informará a los generadores la cantidad de demanda desconectada voluntariamente, reportada por los comercializadores. (Fuente: R CREG 063/10, Art. 12) (Fuente: R CREG 203/13, Art. 5)
SECCIÓN 3 TIPOS DE FRONTERAS DE DDV ARTÍCULO 3.16.8.6.3.1. FRONTERAS DE DDV CON LÍNEA BASE DE CONSUMO (LBC). Son aquellas fronteras en las que el consumo de los usuarios tiene frecuencia y poca variabilidad y que corresponden a las que tienen un error no mayor al 5% respecto a la estimación efectuada con el modelo establecido en el anexo de esta resolución. Para el caso de estas fronteras se considerará que hay reducción de demanda cuando la medida sea menor que el valor de la línea base de consumo menos el error. Dentro de los cinco primeros días del mes siguiente al registro de la frontera el comercializador deberá actualizar el cálculo de la LBC con los datos más recientes. En caso de no efectuar esta actualización, vencido el plazo de los cinco días se entenderá que el comercializador ha retirado la frontera de DDV del Sistema de Intercambios Comerciales.
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Una vez actualizada la frontera después del registro, el comercializador deberá actualizar el cálculo de la LBC cada 105 días. En caso de no efectuar esta actualización vencido el plazo de los 105 días, se entenderá que el comercializador ha retirado la frontera de la DDV del Sistema de Intercambios Comerciales. PARÁGRAFO. Si se tiene registrada más de una frontera comercial en un mismo predio o inmueble, el cálculo de la línea base de consumo se hará considerando la sumatoria de los consumos de cada una de las fronteras asociada al predio o inmueble. Si una persona natural o jurídica cuenta con más de un inmueble, la sumatoria de los consumos se hará de forma independiente para cada uno de los predios o inmuebles. (Fuente: R CREG 063/10, Art. 13) (Fuente: R CREG 011/15, Art. 24)
ARTÍCULO 3.16.8.6.3.2. FRONTERAS CON MEDICIÓN DIRECTA DE DDV. Son fronteras con medidores para la DDV instalados por el usuario, las cuales no podrán tener asociado más de un único contrato de DDV para el mismo periodo t. Las fronteras con medición directa de DDV operarán cuando la frontera comercial y la frontera de DDV puedan ser interrogadas remotamente y no esté reportada la frontera comercial ante el ASIC en falla o limitación de suministro. Las fronteras con medición directa de DDV deberán corresponder a cualquiera de las siguientes situaciones: -- DDV con Plantas de emergencia. Cuando el usuario utiliza una planta de emergencia para disminuir o suprimir los requerimientos de energía del SIN. Para participar como DDV el usuario deberá colocar un medidor de DDV a la salida de cada una de las plantas que vaya a utilizar. -- DDV con medición independiente: Cuando el usuario tiene definido el consumo de un proceso de producción que utiliza diariamente y puede desconectarlo en cualquier momento. En este caso se deberá instalar una medida independiente y registrar la curva de consumo de la frontera. PARÁGRAFO. Si se tiene registrada más de una frontera comercial en un mismo predio o inmueble, el consumo se hará considerando la sumatoria de los consumos de cada una de las fronteras asociadas al predio o inmueble. Si una persona natural o jurídica cuenta con más de un inmueble, la sumatoria de los consumos se hará de forma independiente para cada uno de los predios o inmuebles. (Fuente: R CREG 063/10, Art. 14) (Fuente: R CREG 011/15, Art. 25)
SECCIÓN 4 VERIFICACIÓN DE LA DESCONEXIÓN DE LA DEMANDA
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ARTÍCULO 3.16.8.6.4.1. FRONTERAS CON LÍNEA BASE DE CONSUMO (LBC). La verificación de la desconexión de la demanda efectivamente desconectada, la realizará el ASIC teniendo en cuenta la Línea Base de Consumo (LBC) reportada por el comercializador, el error y la medida diaria de la frontera comercial. Si el consumo en la frontera comercial es inferior al consumo de la LBC menos el error, se entenderá que el comercializador tiene demanda desconectable, en el caso contrario su DDVV será igual a cero. Si la reducción es mayor a la pactada contractualmente, se considerará esta última para todos los efectos de la liquidación. DDVVPj,d = (LBCj,d * (1-e)) - Mej,d DDVVPj,d =
LBCj,d = Mej,h,d = e:
Demanda Desconectable Voluntaria Verificada Parcial reducida por el usuario j, en el día d y que se considerará para calcular la demanda desconectable definitiva. Cantidad de energía informada en la línea base de consumo para el usuario j, para el tipo de día d. Cantidad de energía medida para el usuario j el día d. Error permitido, que será igual al 5%. DDVVj,d = mínimo(CDDVj,d,DDVVPj,d)
CDDVj,d = DDVVj,d =
Demanda Desconectable Voluntaria contratada para el usuario j para el día d. Demanda Desconectable Voluntaria Verificada y efectivamente reducida por el usuario j, en el día d.
Si el consumo de la frontera comercial es mayor o igual que el consumo estimado en la LBC, se considerará que la DDVV es igual a cero para efectos de la liquidación y el cumplimiento de la OEF del generador. Dentro de los cinco primeros días del mes siguiente al registro de la frontera el comercializador deberá actualizar el cálculo de la LBC con los datos más recientes. En caso de no efectuar esta actualización, vencido el plazo de los cinco días se entenderá que el comercializador ha retirado la frontera de DDV y el contrato de DDV del Sistema de Intercambios Comerciales. (Fuente: R CREG 063/10, Art. 15) (Fuente: R CREG 203/13, Art. 8)
ARTÍCULO 3.16.8.6.4.2. FRONTERAS CON MEDICIÓN DIRECTA DE DDV. La verificación de la desconexión efectiva de la demanda se realizará dependiendo de la situación a la que corresponda la DDV, así: DDV con plantas de emergencia. Para DDV con plantas de emergencia se utilizará la medida de la salida de la(s) planta(s) de emergencia que se registrará en el medidor de la DDV. Se considera que hubo DDV cuando el consumo real medido en la frontera comercial cumple la condición de la siguiente ecuación, si no se cumple la condición la DDVVj,d = 0:
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Donde: CRj,d: PCj,td:
Consumo medido en la frontera comercial para el usuario j en el día d. Promedio del consumo medido en la frontera comercial para el usuario j, según el tipo de día td, de los últimos 105 días. Se diferenciarán los días comprendidos de lunes a sábado (código 1 al 6) y los domingos y festivos (código 7). GPEj,d: Generación de la planta de emergencia del usuario j para el día d. DDVVj,d: Demanda Desconectable Voluntaria Verificada del usuario j para el día d. CDDVj,d: Demanda Desconectable Voluntaria contratada del usuario j para el día d. Si el consumo real medido en la frontera comercial cumple la condición anterior, la demanda DDVVj,d será la siguiente:
DDV con medición independiente: Se considerará que hubo desconexión de demanda cuando el consumo real medido en la frontera cumple la condición de la siguiente ecuación, si no la cumple la DDVVjd = 0:
Donde: CRj,d: PCj,td:
Consumo medido en la frontera comercial para el usuario j en el día d. Promedio del consumo medido en la frontera comercial para el usuario j, según el tipo de día td, de los últimos 105 días. Se diferenciarán los días comprendidos de lunes a sábado (1-6) y los domingos y festivos (7). PDDVj,td: Promedio del consumo medido en la frontera comercial de DDV para el usuario j en el tipo de día td. Los tipos de día serán lunes a sábado (1-6) y domingos y festivos (7). DDVVj,d: Demanda Desconectable Voluntaria Verificada del usuario j para el día d. CDDVj,d: Demanda Desconectable Voluntaria contratada del usuario j para el día d. Si el consumo real medido en la frontera comercial cumple la condición anterior, la demanda DDVVj,d será:
PARÁGRAFO 1o. Las medidas de la DDV deben ser enviadas por el comercializador en los mismos plazos, en que los agentes generadores envían la información de generación de acuerdo con la regulación vigente. PARÁGRAFO 2o. Las transacciones de energía en las fronteras de DDV deberán ser registradas en forma horaria, en el primer minuto de cada hora, de forma tal que permitan el cálculo de la energía movilizada en la hora.
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PARÁGRAFO 3o. Para los casos en que las medidas de las fronteras DDV no sean enviadas, se considerará que no hubo desconexión. (Fuente: R CREG 063/10, Art. 16) (Fuente: R CREG 203/13, Art. 9)
SECCIÓN 5 LIQUIDACIÓN ARTÍCULO 3.16.8.6.5.1. OTRAS CONSIDERACIONES. El Centro Nacional de Despacho informará a los operadores de red de las fronteras de DDV registradas en sus respectivos sistemas. (Fuente: R CREG 063/10, Art. 21)
SECCIÓN 6 MODELO DE ESTIMACIÓN LA LÍNEA BASE DE CONSUMO (ANEXO) ARTÍCULO 3.16.8.6.6.1. MODELO DE ESTIMACIÓN LA LÍNEA BASE DE CONSUMO (ANEXO). El método es una adaptación de los métodos de descomposición y representa el consumo diario de la frontera, Ct, mediante unas componentes no observables que representan la componente de tendencia, Tt, la componente estacional, Et, y la componente del error ut. Ct = Tt X Et XUt La componente de tendencia indicará cómo es el comportamiento a largo plazo de la serie. La componente estacional estará determinada por un índice para cada uno de los siete días de la semana, E1, E2,..., E7 que representa el valor de la fluctuación estacional en cada día de la semana e indicará qué tanto por encima o por debajo de la tendencia se encuentran en promedio las observaciones del día. En lo que sigue se utilizará la siguiente convención: los subíndices i del conjunto 1, 2,...,7 corresponderán a los días lunes, martes,..., domingo. La metodología aísla y estima cada una de las componentes y luego pronostica una semana. Esto se lleva a cabo mediante cuatro etapas que se realizarán en forma secuencial. 1. Etapa 1. Captura y depuración de datos. 1.1. Captura de datos y transformación de valores atípicos e iguales a cero: Se realizará de acuerdo con el Procedimiento para Determinar Valores Atípicos de Modelo de Estimación LBC publicado en la Circular CREG 020 de 2014. 1.2. Transformación de valores para los días en que se hayan presentado desconexiones o reducciones de energía en cumplimiento del mecanismo de demanda desconectable
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voluntaria, DDV, y/o cualquier otro programa de reducción de demanda que defina la regulación: El valor se cambiará por el promedio de los cinco días anteriores que tengan el mismo subíndice siempre y cuando corresponda con valores típicos de consumo u ajustados con este procedimiento. En el caso de no encontrarse la totalidad de los datos para los cinco días anteriores, se calculará el promedio con los días anteriores disponibles que tenga el mismo subíndice siempre y cuando corresponda con valores típicos de consumo o ajustados. 2. Etapa 2. Estimación de los índices E1, E2,..., E7. 2.1. Calcular promedios móviles centrados de longitud 7 (una semana):
2.2. Hallar el cociente Ct/PMt, t = 4,5,6,.... Este cociente será aproximadamente igual a:
2.3. Promediar todos los valores anteriores correspondientes al mismo día para obtener unos índices preliminares:
2.4. Ajustar los 7 índices preliminares de forma que:
3. Etapa 3: Estimación de la tendencia 3.1. Desestacionalizar los datos dividiendo C entre su índice estacional E.
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3.2. Con los datos desestacionalizados, D, se estimará una tendencia lineal, T, mediante regresión lineal.
4. Etapa 4: Pronósticos para una semana Si N es el instante de la última observación, y esta cae en domingo, se pronosticará para los días siguientes, lunes, martes,..., domingo, mediante la ecuación.
PARÁGRAFO. Para los efectos previstos en este anexo se diferenciarán los días comprendidos de lunes a sábado, los domingos y festivos. (Fuente: R CREG 063/10, ANEXO) (Fuente: R CREG 011/15, Art. 26)
CAPÍTULO 7 POR EL CUAL SE CREA LA FIGURA DE CESIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME PARA PLANTAS EXISTENTES Y EN CONSTRUCCIÓN ARTÍCULO 3.16.8.7.1. PLANTAS QUE PUEDEN RECIBIR CESIONES DE OEF. Las plantas de generación que puede recibir cesiones de OEF deben cumplir las siguientes características: i. Plantas existentes o plantas en construcción que no tengan atraso reportado por el auditor. ii. Plantas con Enficc no comprometida. El agente deberá reportar al ASIC las ventas en contratos o declaraciones de respaldo registrados que comprometen Enficc de la planta. (Fuente: R CREG 114/14, Art. 1)
ARTÍCULO 3.16.8.7.2. CESIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME, (OEF), DE PLANTAS EXISTENTES. Los agentes generadores con plantas existentes con Obligaciones de Energía Firme (OEF), podrán ceder sus Obligaciones de Energía Firme (OEF), a otras plantas de propiedad de agentes generadores diferentes al que cede la obligación, cuando se cumpla lo siguiente: i. Cuando se presente una de las siguientes condiciones: 1. Previo estudio de la CREG, en el año t se establece que no hay condiciones para la realización de una subasta de reconfiguración de las que trata el Capítulo 3.16.8.3, para el período diciembre 1 del año t a noviembre 30 del año t+1. 2.Cuando se haya adelantado subasta de reconfiguración de venta para el período diciembre
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1o del año t a noviembre 30 del año t+1, en la que haya participado el agente que representa a la planta y la asignación de OEFV obtenida en dicha subasta es igual a cero o menor a la OEF de la misma planta. ii. La cesión de las Obligaciones de Energía Firme (OEF), tiene que hacerse para un periodo de 1 año comprendido entre diciembre 1 del año t y noviembre 30 del año t+1. (Fuente: R CREG 114/14, Art. 2) (Fuente: R CREG 130/16, Art. 1)
ARTÍCULO 3.16.8.7.3. PROCEDIMIENTO DE CESIÓN DE OEF DE PLANTAS EXISTENTES. Una planta existente con asignación de Obligaciones de Energía Firme y que cumpla los requisitos señalados en el artículo 2o, podrá adelantar el siguiente procedimiento para ceder sus Obligaciones de Energía Firme: i. Celebrar y entregar al ASIC por el periodo de 1 año, un contrato de cesión de la OEF asignada. El cesionario deberá tener una planta o plantas con Enficc no comprometida y asumir con esa o esas plantas la OEF. El ASIC verificará que el contrato de cesión cumpla estas condiciones. ii. Dicho contrato será con uno o varios agentes diferentes al cedente de la OEF. iii. Registrar ante el ASIC el contrato de cesión de Obligaciones de Energía Firme máximo un mes antes del inicio de las OEF. Si el contrato no cumple con los requisitos establecidos en los numerales anteriores, el contrato no puede ser registrado y no tendrá efecto alguno. PARÁGRAFO. El registro del contrato de cesión se hará a través del formato y medio que para tal fin establezca el ASIC. (Fuente: R CREG 114/14, Art. 3)
ARTÍCULO 3.16.8.7.4. CONSECUENCIAS DE LA CESIÓN DE LAS OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME DE PLANTAS EXISTENTES. Un agente generador que represente a una planta existente con asignación de Obligaciones de Energía Firme y cumpla con los requisitos señalados en el artículo 2o, al ceder sus Obligaciones de Energía Firme (OEF), tendrá el siguiente tratamiento: i. Para el cálculo del IHF de la planta, la variable ñ tomará el valor definido en la descripción de dicha variable en el numeral 3.4.1 del anexo 3 de la Resolución CREG 071 de 2006 para plantas existentes que hagan cesión de OEF según lo definido en la presente resolución. ii. Puede participar como planta existente en asignaciones de OEF para periodos futuros que se realicen durante el periodo de cesión. (Fuente: R CREG 114/14, Art. 4)
ARTÍCULO 3.16.8.7.5. MODIFICACIÓN DEL TÉRMINO Ñ DE LA VARIABLE CMTTP DEL numeral 3.4.1 del anexo 3 de la Resolución CREG 071 de 2006. El término de la variable CmttP del numeral 3.4.1 del anexo 3 de la Resolución CREG 071 de 2006 quedará así:
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“ : variable que toma un valor de 20% para plantas operando con gas o combustibles líquidos, 30% cuando es carbón u otro combustible diferente a los nombrados específicamente y 15% cuando es hidráulica. Para plantas con información de operación insuficiente, los valores anteriores se multiplican por 5/12. En caso de que la planta haya hecho uso de la cesión de OEF para plantas existentes de que trata el Capítulo 3.16.8.7, la variable para plantas operando con cualquier tipo de combustible se calcula de la siguiente forma:
Donde: NDC:
NDP:
Número de días con mantenimiento programado del periodo comprendido entre octubre 1o del año t hasta septiembre 30 del año t+1 cubiertos con cesión de OEF. Número de días del periodo comprendido entre octubre 1o del año t hasta septiembre 30 del año t+1”.
(Fuente: R CREG 114/14, Art. 5)
ARTÍCULO 3.16.8.7.6. CESIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME (OEF), PARA PLANTAS EN CONSTRUCCIÓN. Un agente generador que represente a una planta en construcción que tengan Obligaciones de Energía Firme (OEF), asignadas mediante subasta de las que trata la Parte 3.16, podrá ceder sus Obligaciones de Energía Firme (OEF), a otras plantas existentes de propiedad de agentes diferentes al que cede la obligación, siempre y cuando se cumplan los siguientes requisitos: i. Cuando se presente una de las siguientes condiciones: 1. Previo estudio de la CREG, en el año t se establece que no hay condiciones para la realización de una subasta de reconfiguración de las que trata el Capítulo 3.16.8.3, para el período diciembre 1o del año t a noviembre 30 del año t+1. 2. Cuando se haya adelantado subasta de reconfiguración de venta para el período diciembre 1 del año t a noviembre 30 del año t+1, en la que haya participado el agente que representa a la planta y la asignación de OEFV obtenida en dicha subasta es igual a cero o menor a la OEF de la misma planta. ii. El proyecto en ejecución tiene un avance de al menos el 80% certificado por el auditor del proyecto. El certificado del auditor puede corresponder al último informe semestral o el agente que cede las OEF puede solicitar al CND que el auditor realice la actualización del porcentaje de avance del proyecto. Los costos que se generen por la actualización del avance del proyecto serán cubiertos por el agente solicitante. iii. La cesión de las Obligaciones de Energía Firme (OEF), se debe hacer para un período de
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1 año comprendido entre diciembre 1 del año t y noviembre 30 del año t+1. (Fuente: R CREG 114/14, Art. 6) (Fuente: R CREG 130/16, Art. 2)
ARTÍCULO 3.16.8.7.7. PROCEDIMIENTO DE CESIÓN DE OEF DE PLANTAS EN CONSTRUCCIÓN. Un agente generador que represente a una planta en construcción que tengan Obligaciones de Energía Firme (OEF) y que cumpla con los requisitos señalados en el artículo 6o, podrá adelantar el siguiente procedimiento para ceder sus Obligaciones de Energía Firme: i. Celebrar y entregar al ASIC por el período de 1 año, un contrato de cesión de la OEF asignada. El cesionario deberá tener una planta o plantas con Enficc no comprometida y asumir con esa o esas plantas la OEF. El ASIC verificará que el contrato de cesión cumpla estas condiciones. ii. Dicho contrato será con uno o varios agentes diferentes al cedente de la OEF. iii. Registrar ante el ASIC el contrato de cesión de Obligaciones de Energía Firme máximo un mes antes del inicio de las OEF. Si el contrato no cumple con los requisitos indicados en los numerales anteriores, el contrato no puede ser registrado y no tendrá efecto alguno. PARÁGRAFO. El registro del contrato de cesión se hará a través del formato y medio que para tal fin establezca el ASIC. (Fuente: R CREG 114/14, Art. 7)
ARTÍCULO 3.16.8.7.8. CONSECUENCIAS DE LA CESIÓN DE LAS OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME DE PLANTAS EN CONSTRUCCIÓN. Al agente generador que cumpla con todas las siguientes condiciones: 1. Represente una planta en construcción que tengan Obligaciones de Energía Firme (OEF). 2. Cumpla los requisitos señalados en el artículo 6o anterior. 3. haga una cesión de sus Obligaciones de Energía Firme (OEF) y 4. La suma de la cantidad de OEF de la cesión más la cantidad de energía comprada en el mecanismo de subasta de reconfiguración de venta de que trata el Capítulo 3.16.8.3, para esta planta, es mayor o igual a la OEF de la planta; se le aplicarán las siguientes reglas: i. Se aplazará un año el Inicio de Periodo de Vigencia de la Obligación, solamente para efectos de la fecha de entrada de referencia del cumplimiento de puesta en operación del proyecto y de las garantías que apliquen. ii. La fecha de finalización del período de vigencia de las obligaciones no tendrá ningún cambio con respecto al establecido en el momento de la asignación OEF. (Fuente: R CREG 114/14, Art. 8) (Fuente: R CREG 130/16, Art. 3)
CAPÍTULO 8
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POR LA CUAL SE REGULA EL PROGRAMA DE RESPUESTA DE LA DEMANDA PARA EL MERCADO DIARIO EN CONDICIÓN CRÍTICA
SECCIÓN 1 DISPOSICIONES GENERALES ARTÍCULO 3.16.8.8.1.1. OBJETO. Mediante la presente resolución se adoptan las normas para regular el programa de respuesta de la demanda, RD, para el mercado diario en condición crítica. Las normas de esta resolución hacen parte integrante del Reglamento de Operación que regula el funcionamiento del Mercado Mayorista de Energía. (Fuente: R CREG 011/15, Art. 1)
ARTÍCULO 3.16.8.8.1.2. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución aplica a los comercializadores que representan a los usuarios interesados en participar voluntariamente en el programa de respuesta de la demanda, así como a la liquidación y recaudo de las transacciones asociadas a dicho programa, que operará dentro de la Bolsa de Energía del Mercado Mayorista. (Fuente: R CREG 011/15, Art. 2)
SECCIÓN 2 CARACTERÍSTICAS DEL PROGRAMA DE RESPUESTA DE LA DEMANDA, RD ARTÍCULO 3.16.8.8.2.1. PRODUCTO. Será la cantidad de demanda de energía reducida en MWh, con respecto a los consumos de energía del usuario o grupo de usuarios que son representados por parte de un comercializador. Esta reducción de energía será ofertada al Mercado Mayorista de Energía por parte del comercializador de acuerdo con las metodologías definidas en esta resolución. (Fuente: R CREG 011/15, Art. 4)
ARTÍCULO 3.16.8.8.2.2. PARTICIPANTES. En el RD participarán como vendedores los comercializadores, estos últimos en representación de un usuario o un grupo de usuarios interesados en participar en este programa. Cada usuario deberá tener su frontera comercial con reporte al ASIC. El Centro Nacional de Despacho (CND), y el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC), tendrán a su cargo la coordinación operativa y las transacciones comerciales derivadas del programa, respectivamente. El usuario podrá elegir su representación en el programa de RD con un comercializador que puede ser diferente de aquel que lo atiende para el suministro de energía. PARÁGRAFO 1o. El comercializador que representa a la demanda en el programa de RD
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también podrá ser un agente comercializador que agrega carga para participar en los programas de reducción o desconexión de energía en el Mercado de Energía Mayorista (MEM). PARÁGRAFO 2. El comercializador que representa al usuario que participa en el programa de RD, deberá tener nivel de acceso 1 a las mediciones realizadas de la frontera comercial del usuario, de acuerdo con lo establecido en el artículo 9.1.1.16 de esta resolución, y el representante de dicha frontera deberá asegurar el acceso de acuerdo con lo establecido en el artículo 9.1.1.21 de esta resolución o aquellas que la modifiquen o sustituyan. En los casos que el comercializador que representa al usuario en el programa de la RD, requiera realizar una revisión del sistema de medición solicitará una visita de revisión conjunta al agente representante de la frontera comercial quien deberá dar acceso al sistema de medida, para lo cual se aplicará lo establecido en el artículo 47 de la Resolución CREG número 156 de 2014 o aquellas que la modifiquen o sustituyan. (Fuente: R CREG 011/15, Art. 5)
ARTÍCULO 3.16.8.8.2.3. OFERTA DE RD. El comercializador deberá enviar en representación de un usuario o de forma agregada por un grupo de usuarios al CND, una única oferta de precio para las 24 horas (expresadas en valores enteros de $/MWh) y la declaración de la reducción de energía (expresada en valores enteros en MW para cada periodo horario), en el formato que disponga el CND. Dicho formato contendrá como mínimo la siguiente información: la identificación de la frontera o fronteras de los usuarios que participan en el RD, la cantidad de energía horaria a reducir y la oferta de precio diaria de reducción de energía. PARÁGRAFO. Este formato se enviará al CND en los mismos plazos establecidos en la regulación para las plantas despachadas centralmente. (Fuente: R CREG 011/15, Art. 6)
ARTÍCULO 3.16.8.8.2.4. DEBERES DE LOS AGENTES Y OPERADORES. Los agentes y operadores que participen en el programa de RD deberán cumplir los siguientes deberes: a) Comercializador 1. Garantizar que los medidores que se utilicen cumplan con los requisitos establecidos en el Código de Medida. 2. Informar al usuario los tipos de fronteras DDV utilizadas en el programa RD y verificar que el usuario cumpla con los requisitos del tipo de frontera que escoja. 3. Informar al usuario las condiciones de RD, dejando claro que el programa de RD no es condición necesaria para la firma de un contrato de compraventa o suministro de energía y viceversa. 4. Informar al ASIC los usuarios interesados en prestar el servicio de RD.
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5. Informar que la frontera comercial del usuario que se encuentra registrada ante el ASIC en el Mercado Mayorista, será utilizada como frontera DDV con línea base de consumo para el programa de RD. 6. Registrar la frontera como DDV con medición directa asociándola a la frontera de consumo del usuario registrada ante el ASIC en el Mercado Mayorista. 7. Informar a los operadores de red de las fronteras DDV registradas en el ASIC. 8. Solicitar al ASIC el cálculo de la línea base de consumo de un usuario de acuerdo con la información disponible que este tenga. 9. Verificar que los medidores registrados para RD puedan ser interrogados remotamente. 10. Ofrecer disponibilidad las 24 horas de todos los días del año y contar con los medios de comunicación que defina el CND. 11. Verificar que funcione la medida en las fronteras durante el periodo que se active el programa. 12. Notificar al operador de red cuando se activen los programas de RD de sus usuarios. b) ASIC 1. Administrar la base de datos con la información de los agentes comercializadores con sus fronteras. 2. Verificar que las fronteras comerciales con línea base de consumo cumplan con el modelo de estimación de la Línea Base de Consumo definido en Sección 3.16.8.8.6 de esta resolución. En caso de que una frontera comercial no cumpla ese requisito, el ASIC informará al comercializador representante de los usuarios participantes del programa de RD, en la forma y medios que el ASIC defina para tal fin. 3. Revisar las medidas de las fronteras DDV de medición directa si es el caso y realizar la verificación de cumplimiento de la reducción de demanda. 4. Verificar que para un mismo período de tiempo t, si la frontera tiene asociado un compromiso de RD y un contrato de DDV, cumpla con cada uno de los requisitos de verificación de RD y DDV, en caso de no ser así, el ASIC no considerará que hubo reducción de demanda RD. c) CND 1. Verificar la cantidad de consumo de energía que se puede reducir con el programa de RD en el día en cual el precio de bolsa horario del predespacho ideal sea mayor o igual al 108% del precio de escasez de activación. 2. Incluir en sus análisis y en el despacho la reducción de demanda de RD en la operación del sistema.
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3. Determinar la cantidad de RD asignada e informar al comercializador que se compromete a reducir demanda. (Fuente: R CREG 011/15, Art. 7) (Fuente: R CREG 140/17, Art. 21) (Fuente: R CREG 212/15, Art. 1)
ARTÍCULO 3.16.8.8.2.5. COMPROMISOS DE RD. Mediante los compromisos de RD el usuario o grupo de usuarios representados por el comercializador, se comprometen a reducir su consumo de energía eléctrica del Sistema Interconectado Nacional, a cambio de recibir la diferencia del precio de bolsa y el precio de escasez ponderado por la energía reducida. (Fuente: R CREG 011/15, Art. 8) (Fuente: R CREG 140/17, Art. 22) (Fuente: R CREG 212/15, Art. 2)
ARTÍCULO 3.16.8.8.2.6. EQUIPO DE MEDIDA. El equipo de medida del usuario que participa en el programa de RD, deberá cumplir con los requisitos exigidos para las fronteras de los usuarios no regulados. Además deberán permitir la lectura o interrogación remota de la información y de los parámetros del medidor. Si el equipo de medición del usuario o su frontera comercial no permite la interrogación remota, el comercializador que representa al usuario deberá gestionar los ajustes necesarios para que esta se pueda hacer. PARÁGRAFO 1o. El registro de las fronteras comerciales deberá cumplir con los procedimientos y plazos establecidos en la regulación para fronteras comerciales. PARÁGRAFO 2o. El operador de red y el comercializador tendrán acceso a la lectura remota. (Fuente: R CREG 011/15, Art. 9)
ARTÍCULO 3.16.8.8.2.7. FUNCIONAMIENTO DE RD. A continuación se establecen, paso a paso, las reglas que se deben aplicar para el funcionamiento de RD. Paso 1: El comercializador informará a los usuarios sobre el programa de RD y les hará saber expresamente que cada usuario puede decidir libremente si participa o no en dicho programa y que para tener acceso al servicio público de energía eléctrica y celebrar el respectivo contrato de servicios públicos no es obligatorio, ni una condición necesaria, participar en dicho programa. Corresponderá al comercializador demostrar el cumplimiento de este requisito y su omisión dará lugar a la indemnización de los perjuicios que se causen al usuario. Paso 2: Una vez el usuario haya aceptado participar en el programa RD y las partes hayan acordado las condiciones, el comercializador adoptará las medidas para que se hagan todas las gestiones técnicas pertinentes para adecuar la frontera comercial DDV, ya sea con medición directa o con línea base de consumo, según los requisitos que deba cumplir. Paso 3: El comercializador registrará al usuario y la frontera como DDV, cuando corresponda ante el ASIC, para lo cual diligenciará los formatos que para tal fin disponga el ASIC. Estos formatos tendrán como mínimo la información del nombre del agente comercializador, el código SIC de la frontera del usuario y la cantidad máxima de demanda horaria a reducir del usuario para el despacho diario.
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Paso 4: El comercializador enviará al CND la oferta de precio de reducción de energía y la declaración de reducción de energía horaria de acuerdo con el formato de activación. Esta oferta de precio está sujeta a la confidencialidad de la información establecida en la Resolución CREG 138 de 2010 o la que la sustituya o modifique, igual como aplica para las ofertas de precio de los generadores en el mercado mayorista. El envío de ofertas y declaración de reducción de energía se hará en los mismos plazos en que las plantas despachadas centralmente envían sus ofertas y declaran su disponibilidad. Paso 5: Una vez finalizado el plazo de envío de ofertas y declaración de reducción de energía, el CND calculará el predespacho ideal incluyendo la RD. Para despachar cada RD se debe cumplir la siguiente condición:
Donde: Máximo precio de oferta del predespacho ideal para atender demanda nacional en la hora h del día d del mes m Precio de escasez de activación en el mes m Oferta de precio de reducción de energía de la RD del comercializador c, en el día d del mes m Las ofertas de reducción de energía se tendrán en cuenta de menor a mayor precio en el predespacho ideal. En caso de presentarse empates en las ofertas de precio de RD, el CND definirá un proceso aleatorio equiprobable para determinar el orden de mérito de dichas ofertas. El umbral del 8% establecido en la condición de despacho de la RD podrá ser ajustado por la CREG de acuerdo con las variaciones observadas entre los valores estimados y los reales. Para tal fin el ASIC informará en la última semana de cada mes a la CREG, los valores estimados y los valores reales del mes anterior de cada una de las variables involucradas. Paso 6: Cuando el valor de energía a reducir de RD sea mayor a cero, el CND avisará al comercializador la activación del programa, quien coordinará con los operadores de red y los usuarios a los que se les activará la RD. El CND informará a los comercializadores que participan en el programa de RD, la activación de RD del día siguiente en los mismos plazos en que se le informa el despacho a las plantas despachadas centralmente. Paso 7: El comercializador se encargará de que los sistemas de medida de RD puedan ser interrogados desde una hora antes de la activación. En caso de no poderse efectuar esta interrogación, se considerará que no hubo reducción de demanda. Para lo anterior, el comercializador deberá informarlo oportunamente al ASIC, en la forma y medios que el ASIC defina para tal fin.
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Paso 8: El ASIC realizará las verificaciones de las reducciones de energía de RD, aplicando lo establecido en esta Resolución para ese fin. Paso 9: El ASIC realizará la liquidación aplicando lo establecido en esta resolución. PARÁGRAFO. El Centro Nacional de Despacho propondrá a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, el procedimiento que utilizará para realizar la activación de las RD en el predespacho ideal, para que la Comisión lo evalúe y lo adopte mediante resolución. (Fuente: R CREG 011/15, Art. 10) (Fuente: R CREG 140/17, Art. 23) (Fuente: R CREG 212/15, Art. 3)
ARTÍCULO 3.16.8.8.2.8. TIPOS DE FRONTERAS. Para el programa RD se aplicarán los mismos tipos de fronteras DDV definidos en los artículos 13 y 3.16.8.6.3.2 de esta resolución. (Fuente: R CREG 011/15, Art. 11)
SECCIÓN 3 POR LA CUAL SE ADOPTA EL PROCEDIMIENTO QUE UTILIZARÁ EL CENTRO NACIONAL DE DESPACHO PARA ACTIVAR EL PROGRAMA DE LA RD EN EL PREDESPACHO IDEAL, PROGRAMA QUE FUE ESTABLECIDO EN LA RESOLUCIÓN CREG 011 DE 2015
SUBSECCIÓN 1 DISPOSICIONES GENERALES (descripción no original) ARTÍCULO 3.16.8.8.3.1.1. OBJETO. La presente resolución tiene como objetivo reglamentar los siguientes procedimientos: 1. La activación del programa de la respuesta de la demanda para el mercado diario en condición crítica, RD, en el predespacho ideal. 2. El ajuste de la verificación horaria del programa de la Demanda Desconectable Voluntaria (DDV). 3. El procedimiento transitorio que flexibiliza la medición de los programas de la DDV y la RD, con el objeto de incentivar la participación de la demanda en estos programas. (Fuente: R CREG 025/16, Art. 1)
ARTÍCULO 3.16.8.8.3.1.2. PROCEDIMIENTO QUE UTILIZARÁ EL CENTRO NACIONAL DE DESPACHO (CND), PARA LA ACTIVACIÓN DE LA RD EN EL PREDESPACHO IDEAL. El procedimiento de la activación de la RD que utilizará el CND, será el que se encuentra establecido en el anexo “Procedimiento CND para la Activación de RD” de esta resolución. (Fuente: R CREG 025/16, Art. 2)
ARTÍCULO 3.16.8.8.3.1.3. FLEXIBILIZACIÓN TRANSITORIA DE LA MEDICIÓN DE LOS PROGRAMAS DE LA DDV Y RD. Con el objeto de incentivar la participación de demanda en
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los programas de desconexión o reducción de energía de la DDV y RD, se establecen los siguientes numerales que flexibilizan los requisitos de participación para aquellos usuarios no regulados interesados. 1. Equipo de medida. El equipo de medida exigido en los 3.16.8.6.2.8R_CREG_0063_2010 - 11*NO EXISTE EL ARCHIVO .RTF y 3.16.8.8.2.6R_CREG_0011_2015 - 9*NO EXISTE EL ARCHIVO .RTF de las Resoluciones CREG 063 de 2010 y 011 de 2015 respectivamente, solo tendrá las siguientes exigencias. 1.1. La frontera comercial del usuario que se registre como DDV, deberá cumplir con los requisitos exigidos para las fronteras de los usuarios no regulados definidos en el código de medida vigente. 1.2. El medidor de la energía generada por la planta de emergencia como mínimo deberá cumplir los requisitos del tipo de punto de medición número 5 definido en el artículo 9.1.1.8 de esta resolución del Código de Medida, o el que lo modifique o sustituya. 2. Funcionamiento de la DDV. Los pasos de funcionamiento definidos en el artículo 3.16.8.6.2.9 de esta resolución, se definirá a partir de los siguientes. Paso 1: El comercializador registrará la frontera comercial del usuario interesado como frontera DDV ante el ASIC, para lo cual diligenciará los formatos que para tal fin disponga el Administrador. Estos formatos tendrán como mínimo la información del nombre del agente comercializador, el código SIC de la frontera del usuario, la fechas de vigencia del contrato y la cantidad de demanda desconectable mensual del usuario. El ASIC revisará que una frontera de DDV únicamente se encuentre registrada con un contrato para el periodo de la vigencia del mismo. De encontrar un registro o un trámite adicional de inscripción, el ASIC informará a las partes que el contrato no se puede registrar. Paso 2: El ASIC publicará diariamente en un aplicativo WEB la información del nombre del comercializador y la cantidad de DDV (kWh/día) no comprometida en contratos. Paso 3: El Agente generador consultará el mencionado aplicativo para saber qué comercializadores ofrecen este servicio y realizará las gestiones pertinentes para firmar un contrato bilateral en los términos establecidos en esta resolución. Paso 4: El generador registrará el contrato ante el ASIC y este último verificará que cumpla con los requisitos establecidos en esta resolución. Paso 5: El generador activará el mecanismo y avisará al comercializador con quien tiene el contrato firmado. El comercializador coordinará con los usuarios a los que se les activará la demanda desconectable. Paso 6: El comercializador reportará al ASIC la medida mensual de consumo de energía en la frontera comercial el siguiente día calendario del mes de reporte.
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Paso 7: El ASIC realizará las verificaciones de las reducciones de energía de DDV, aplicando lo establecido en la Subsección 3.16.8.8.3.3 de esta resolución para ese fin. Paso 8: El ASIC realizará la liquidación teniendo en cuenta lo establecido en la Resolución CREG 063 de 2010. Paso 9: El ASIC informará a los generadores la cantidad de DDV que se le verificó a los comercializadores. 3. Funcionamiento de RD. Los pasos de funcionamiento del artículo 10 de la Resolución CREG 011 de 2015, se definirán a partir de los siguientes. Paso 1: Una vez el usuario interesado en participar en el programa RD y haya acordado las condiciones con el comercializador que lo representa, este último registrará al usuario y la frontera comercial como DDV, para lo cual diligenciará los formatos que para tal fin disponga el ASIC. Estos formatos tendrán como mínimo la información del nombre del agente comercializador, el código SIC de la frontera del usuario y la cantidad máxima de demanda mensual a reducir del usuario para el despacho diario. Paso 2: El comercializador enviará al CND la oferta de precio de reducción de energía y la declaración de reducción de energía horaria de acuerdo con el formato de activación. Esta oferta de precio está sujeta a la confidencialidad de la información establecida en el artículo 2o de la Resolución CREG 138 de 2010 , o la que la sustituya o modifique, igual como aplica para las ofertas de precio de los generadores en el mercado mayorista. El envío de ofertas y declaración de reducción de energía se hará en los mismos plazos en que las plantas despachadas centralmente envían sus ofertas y declaran su disponibilidad. Paso 3: Una vez finalizado el plazo de envío de ofertas y declaración de reducción de energía, el CND calculará el predespaho ideal incluyendo la RD. Para despachar cada RD se debe cumplir la siguiente condición:
Donde: MPON,h,d,m
Máximo precio de oferta del predespacho ideal para atender demanda total doméstica en la hora h del día d del mes m.
PEm
Precio de escasez en el mes m.
PofRD,c,d,m
Oferta de precio de reducción de energía de la RD del comercializador c, en el día d del mes m.
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Las ofertas de reducción de energía se tendrán en cuenta de menor a mayor precio en el predespacho ideal. En caso de presentarse empates en las ofertas de precio de RD, el CND definirá un proceso aleatorio equiprobable para determinar el orden de mérito de dichas ofertas. Paso 4: Cuando el valor de energía a reducir de RD sea mayor a cero, el CND avisará al comercializador la activación del programa, quien coordinará con los operadores de red y los usuarios a los que se les activará la RD. El CND informará a los comercializadores que participan en el programa de RD, la activación de RD del día siguiente en los mismos plazos en que se le informa el despacho a las plantas despachadas centralmente. Paso 5: El comercializador informará al ASIC el programa diario de reducción de energía horaria de la RD y la generación horaria de la planta de emergencia del usuario que representa, esto, en los mismos plazos en que los comercializadores reportan la información de sus fronteras comerciales registradas con reporte al ASIC. Lo anterior, en la forma y medios que el ASIC defina para tal fin. Paso 6: El comercializador reportará al ASIC la medida mensual de consumo de energía en la frontera comercial del usuario el siguiente día calendario del mes de reporte. Paso 7: El ASIC realizará las verificaciones de las reducciones de energía de RD, aplicando lo establecido en la Subsección 3.16.8.8.3.3 de esta resolución. Paso 8: El ASIC realizará la primera liquidación de la RD con la información que el comercializador reporta en el paso 5. Y la liquidación final de la RD de acuerdo con la verificación definida en el artículo 3.16.8.8.3.3.1 y aplicando lo establecido en la Resolución CREG 011 de 2015. 4. Flexibilización transitoria del valor a cargo del CERE en la RD. El valor a cargo del programa de la RD debido al recaudo del CERE que se encuentra establecido en el artículo 3.16.8.8.5.2 de esta resolución, no aplicará cuando:
Donde: PBN,h,d,m Precio de bolsa para atender demanda total doméstica en la hora h del día d en el mes m. PEm
Precio de escasez en el mes m.
CEREM Costo Equivalente Real en Energía en el mes m. En caso de darse la condición anterior, la variable RDV no será tenida en cuenta para el cálculo del CERE de la Parte 3.16. (Fuente: R CREG 025/16, Art. 4) (Fuente: R CREG 042/16, Art. 2)
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ARTÍCULO 3.16.8.8.3.1.4. VIGENCIA. Esta resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial y deroga las disposiciones que le sean contrarias. El ASIC tendrá hasta veinte (20) días calendario para implementar la liquidación de estas disposiciones. PARÁGRAFO. Las modificaciones realizadas en el artículo 4o de la presente resolución solo aplicarán para los usuarios no regulados. Dichas modificaciones tendrán una vigencia hasta por tres (3) meses prorrogables o hasta que la CREG lo determine.
Publíquese y cúmplase. Dada en Bogotá, D. C., a 3 de marzo de 2016. (Fuente: R CREG 025/16, Art. 5) (Fuente: R CREG 042/16, Art. 4)
ARTÍCULO 3.16.8.8.3.1.5. OBJETO. La presente resolución tiene como objetivo ampliar la participación de los usuarios no regulados en los programas de la DDV y RD, programas que fueron flexibilizados en la Sección 3.16.8.8.3. Los Usuarios No Regulados que pueden participar, son quienes tengan las siguientes fronteras comerciales: 1. Fronteras de comercialización que cumplan con los requisitos exigidos para las fronteras de los usuarios no regulados definidos en el código de medida vigente. 2. Fronteras de comercialización y de generación que cumplan los requisitos definidos en el código de medida vigente. 3. Fronteras de comercialización y de generación que cumplan los requisitos exigidos en el código de medida vigente, y para la frontera de generación que se acojan a la flexibilización definida en la Resolución CREG 026 de 2016 . (Fuente: R CREG 042/16, Art. 1)
SUBSECCIÓN 2 PROCEDIMIENTO CND PARA LA ACTIVACIÓN DE RD (ANEXO 1) ARTÍCULO 3.16.8.8.3.2.1. 1. PROCEDIMIENTO CND PARA LA ACTIVACIÓN DE RD. 1. Oferta de RD El CND pondrá a disposición de los agentes comercializadores un sistema para el ingreso de la oferta RD; como medio alterno ante la indisponibilidad del aplicativos, se debe enviar el formato “FORMATO DE ACTIVACIÓN RD” a través del correo electrónico que el CND defina. La información solicitada por el aplicativo y por el formato, para la oferta de RD, será como mínimo: a) Agente comercializador. Agente que tiene registrada(s) la(s) frontera(s) comercial(es) como frontera(s) DDV-RD;
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b) Usuario o Grupo de Usuarios. Frontera(s) comercial(es) tipo DDV-RD utilizada(s) para medir los consumos de la demanda a reducir de un usuario o grupo de usuarios para el programa de respuesta de la demanda, RD; c) Precio de oferta. Valor diario en enteros $/MWh; d) Barra(s) operativa(s). Debe relacionarse las barras operativas del pronóstico de demanda donde se encuentran o se ven reflejadas las reducciones de demanda del usuario o grupo de usuarios que participan en la RD; e) Energía a reducir. Debe indicarse la energía horaria máxima a reducir en cada barra operativa en valores en MWh (permitiéndose dos decimales). Para el caso de envío de oferta de un Usuario, este debe tener asociada una frontera DDV-RD para la cual se realiza el precio de oferta. La(s) barra(s) operativa(s) utilizada(s) en la oferta de este usuario deben estar relacionadas en el momento del registro de la frontera DDV-RD y la energía a reducir entre las barras operativas de la frontera en cada periodo debe corresponder a un valor entero en MWh. Para el caso de envío de oferta de un grupo de usuarios, este debe tener asociadas varias fronteras DDV-RD para la cual se realiza un único precio de oferta que agrupa todas estas fronteras. La(s) barra(s) operativa(s) utilizada(s) en la oferta deben estar relacionadas en el momento del registro de las fronteras DDV-RD y la energía a reducir entre las barras operativas de todas las fronteras en cada periodo debe corresponder a un valor entero en MWh. Las ofertas de RD no serán sujetas a recuperación de última oferta valida, deben ser activadas diariamente en los plazos establecidos en la regulación para las plantas despachadas centralmente. El CND solo considerará para el despacho de un día, el usuario o grupo de usuarios de los que reciba oferta para ese día. 2. Activación de RD El procedimiento de activación de RD se basará en el modelo del predespacho ideal definido en el artículo 5o de la Resolución CREG 076 de 2009 . El cual considerará, adicional a las ofertas de los generadores, las ofertas de Reducción de Demanda que se ajustarán de acuerdo con lo siguiente. a) Las ofertas de Reducción de Demanda RD antes de ingresar a este procedimiento deben ser ajustadas de la siguiente forma:
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Donde: Precio de oferta ajustado del usuario o grupo de usuarios k para el periodo t Precio de oferta del usuario o grupo de usuarios k para el periodo t enviada por el agente comercializador Precio de escasez de activación en el periodo t Disponibilidad de energía ajustada en la barra l en el periodo t del usuario o grupo de usuarios k Disponibilidad de energía ofertada a reducir en la barra l en el periodo t del usuario o grupo de usuarios k Demanda remanente de la barra l en el periodo t Pronóstico de demanda de la barra l en el periodo t Limitación de suministro programado en la barra l en el periodo t Racionamiento programado en la barra l en el periodo t Demanda Desconectable Voluntaria DDV programada en la barra l en el periodo t Demanda No Atendida en la barra l en el periodo t El precio de oferta ajustado del usuario o grupo de usuarios k es el precio de oferta que será considerado en el proceso de desempate de precios en conjunto con las ofertas de generación. b) El procedimiento que considera las ofertas de RD y determina cuales se activan es el siguiente. El CND encontrará para las 24 horas sin tener en cuenta las inflexibilidades de las unidades y/o plantas de generación y sin considerar las Restricciones del SIN, la activación de las RD a partir del modelo tal que:
Donde: i
Indexa a los generadores
k
Indexa a los usuarios y a los grupos de usuarios de reducción de demanda
l
Indexa las barras de consumo de demanda
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t
Indexa las horas del día
Pof
Precio de oferta a la bolsa de energía de los generadores
Pofrdaju Precio de oferta ajustado de las reducciones de demanda Par
Precio de arranque-parada de los generadores
d
Demanda de energía del SIN
Q
Generación asignada [Variable]
RD
Reducción de demanda activada [Variable]
Una vez activadas las RD, el CND publicará en el horario establecido para la publicación del despacho, un archivo en donde se indicará qué ofertas de RD fueron activadas para el día siguiente y el programa de reducción de demanda que deben cumplir en cada barra operativa. Adicionalmente considerará las RD activadas para todos los efectos del predespacho ideal y del despacho coordinado. (Fuente: R CREG 025/16, Art. ANEXO 1) (Fuente: R CREG 140/17, Art. 27)
SUBSECCIÓN 3 VERIFICACIÓN DIARIA Y HORARIA DE LOS PROGRAMAS DDV Y RD (ANEXO 2) ARTÍCULO 3.16.8.8.3.3.1. 2. VERIFICACIÓN DIARIA Y HORARIA DE LOS PROGRAMAS DDV Y RD. Para establecer los valores de reducción de energía de cada uno de los usuarios que participan en el programa de la DDV y/o la RD en condición crítica, el ASIC calculará el valor de reducción diaria y horaria a través de los procedimientos de los siguientes numerales. 1. El ASIC verificará la desconexión de energía de cada usuario que participa en el programa de la DDV, a partir de la siguiente expresión:
Donde: DDVVPj,m
Demanda desconectable voluntaria verificada parcial reducida por el usuario j, en el mes m y que se considerará para calcular la demanda desconectable definitiva
CMEj
Consumo mensual de energía del usuario j, expresado en kWh. Este será el consumo de referencia elegido en el numeral 1.2
e
Error permitido que será igual al 0.05
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Mej,m
Cantidad de energía medida en la frontera comercial del usuario j en el mes m.
Si el consumo de la frontera comercial del usuario es menor que el CME, se considerará que hubo DDVV, de lo contrario se asumirá DDVV igual a cero para efectos de la liquidación y el cumplimiento de la OEF del generador. Si el consumo real medido en la frontera comercial cumple la condición anterior, la demanda DDVVj,m será la siguiente:
Donde: DDVVj,m
Demanda desconectable voluntaria verificada y efectivamente reducida por el usuario j, en el mes m
CDVVj,m
Demanda desconectable voluntaria contratada por el usuario j para el mes m
1.1 El ASIC determinará el valor diario de la DDV a partir de la siguiente expresión:
Donde: DDVVj,d,m= Demanda desconectable voluntaria verificada del usuario j para el día d en el mes m. CDDVj,d,m= Demanda desconectable voluntaria declarada en el programa de desconexión horaria para el usuario j en el día d del mes m Suma total de demanda desconectable voluntaria declarada en el programa de desconexión horaria para el usuario j en el mes m. CDDVj,m=
Suma total de demanda desconectable voluntaria declarada en el programa de desconexión horaria parel usuario j en el mes m.
DDVVj,m
Demanda desconectable voluntaria verificada y efectivamente reducida por el usuario j, en el mes m.
1.2. El ASIC para verificar y determinar los valores diarios de DDVV utilizará como referencia el valor de consumo mensual de energía, CME, que el usuario j elegirá de acuerdo con las siguientes opciones: 1.2.1. El consumo mensual del usuario j presentado en el mes m-12, es decir, el consumo mensual del año anterior, expresado en kWh. 1.2.2. El consumo promedio mensual del usuario j presentado en los últimos tres meses,
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expresado en kWh. 1.2.3. El consumo mensual del usuario j presentado en el mes m-1, es decir, el consumo mensual del mes anterior, expresado en kWh. En el caso de presentarse valores de desconexión y/o reducción DDVV y/o RDV dentro del periodo de consumo mensual de referencia definidos anteriormente, los valores DDVV y/o RDV serán sumados al consumo mensual de referencia. 2. El ASIC verificará la reducción de energía de cada usuario que participa en el programa de la RD, a partir de la siguiente expresión:
Donde: RVPj,m
Reducción verificada parcial por el usuario j, en el mes m y que se considerará para calcular la RD definitiva
CMEj
Consumo mensual de energía del usuario j, expresado en kWh. Este será el consumo de referencia elegido en el numeral 2.2
e
Error permitido que será igual al 0.05
Mej,m
Cantidad de energía medida en la frontera comercial del usuario j en el mes m.
Si el consumo que se registra en la frontera comercial del usuario es menor que el consumo CME, se considerará que hubo RDV, de lo contrario la RDV será igual a cero para efectos de la liquidación. Si el consumo real medido en la frontera comercial cumple la condición anterior, la demanda RDVj,m será la siguiente:
Donde: RVDj,m
RD verificada del usuario j en el mes m
DRDj,d,m
Suma total de declaración de RD del usuario j en cada uno de los periodos horarios y que fueron activados en el mes m
DDVVt,m
Demanda desconectable voluntaria verificada del el usuario j, en el mes m
Primero se verificará los contratos que se hayan activado de la demanda desconectable voluntaria, DDV, establecida en el Capítulo 3.16.8.6 o aquellas que la modifiquen o sustituyan. Una vez realizado lo anterior, se realizará la verificación de reducción de energía del programa de RD.
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2.1. El ASIC determinará el valor diario de la RD a partir de la siguiente expresión:
Donde: RDVj,d,m RD verificada del usuario j para el día d en el mes m. DRDj,d,m Suma total de declaración de RD horaria del usuario j y activada en el predespacho ideal en el día d del mes m. DRDj,m
Suma total de declaración de RD horaria del usuario j y activada en el predespacho ideal en el mes m.
RDVj,d,m RD verificada del usuario j en el mes m. 2.2. El ASIC determinará el valor horario de la RD a partir de la siguiente expresión:
Donde: RDVj,h,d,m RD verificada del usuario j en la hora h del día d en el mes m. DRDj,h,d,m Declaración de RD horaria del usuario j y activada en el predespacho ideal para la hora h del día d en el mes m, expresada en kWh. DRDj,d,m
Suma diaria de los periodos horarios de declaración de RD del usuario j y activados en el día d en el mes m, expresada en kWh.
RDVj,d,m
RD verificada del usuario j en el día d en el mes m.
Para efectos de la liquidación de cada comercializador c, la RD verificada, RDV c,h,d,m, será igual a la suma de RD verificada de cada uno de los usuarios, RDV j,h,d,m, que cada comercializador c representó en el mes m. 2.3. El ASIC determinará el valor horario de la RD a partir de la siguiente expresión:
Donde: RDVj,h,d,m
RD verificada del usuario j en la hora h del día en el mes m
DRDj,h,d,m
Declaración de RD del usuario j y activada para la hora h del día d en el mes m, expresada en kWh
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DRDj,d,m
Suma diaria de los periodos horarios de declaración de RD del usuario j y activados en el día d en el mes m, expresada en kWh
RDVj,d,T,m
RD verificada del usuario j en el día d del tipo T, en el mes m
Para efectos de la liquidación de cada comercializador c, la RD verificada, RDVc,h,d,m, será igual a la suma de RD verificada de cada uno de los usuarios, RDV j,h,d,m, que cada comercializador c representó en el mes m. PARÁGRAFO 1o. El reporte de la medida mensual de energía de la frontera de comercial o de comercialización del usuario, debe ser enviada por el comercializador que lo representa el siguiente día calendario del mes que se reportará. PARÁGRAFO 2o. Para los casos en que las medidas de las fronteras DDV no sean enviadas, se considerará que no hubo desconexión. (Fuente: R CREG 025/16, Art. ANEXO 2) (Fuente: R CREG 049/16, Art. 4) (Fuente: R CREG 049/16, Art. 3) (Fuente: R CREG 049/16, Art. 2) (Fuente: R CREG 042/16, Art. 3) (Fuente: R CREG 042/16, ANEXO)
SECCIÓN 4 VERIFICACIÓN DE LA REDUCCIÓN DE ENERGÍA DEL PROGRAMA DE RD ARTÍCULO 3.16.8.8.4.1. FRONTERAS CON LÍNEA BASE DE CONSUMO (LBC). La verificación de la reducción o desconexión efectiva de energía del programa de respuesta de la demanda, RD, del usuario con frontera DDV con línea base de consumo, LBC, la realizará el ASIC teniendo en cuenta la LBC reportada por el comercializador, el error y la medida diaria de la frontera comercial. Una vez reportada la LBC por el comercializador, este tendrá la responsabilidad de reportar en la LBC la curva típica de carga por tipo de día para poderse realizar la verificación de reducción de consumo horario de la RD. Esta curva típica de carga deberá ser registrada y actualizada dentro los mismos términos de la LBC, tal y como se encuentra establecido en el artículo 3.16.8.6.3.1 de esta resolución o aquellas que la modifiquen o sustituyan. En caso de que el comercializador no haya reportado la curva típica de carga del usuario que representa, no se considerará la RD. Si el consumo diario en la frontera comercial es inferior al consumo de la LBC menos el error, se entenderá que el comercializador ha cumplido con reducción de demanda, en el caso contrario su reducción verificada será igual a cero. Si la reducción es mayor a la comprometida, entendida como la suma de la DDVV y el compromiso de RD, solo se considerará para el programa de respuesta de la demanda, la reducción comprometida o la contratada para todos los efectos de la liquidación.
Donde: RVP j,d,m
Reducción verificada parcial reducida por el usuario j en el día d del mes
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m, que se considerará para calcular la RD definitiva. LBC j,td,m Cantidad de energía informada en la línea base de consumo para el usuario j, en el tipo de día td para el mes m. Se diferenciarán los días comprendidos de lunes a sábado, domingos y festivos. Me j,d,m
Cantidad de energía o consumo medido para el usuario j en el día d del mes m.
e
Error permitido, que será igual al 5%.
Donde: RDV j,d,m RD verificada y efectivamente reducida por el usuario j, en el día d del mes m. CRD j,d,m Compromiso de RD por el usuario j para el día d del mes m. DDVVj,d,m Demanda desconectable voluntaria verificable del usuario j para el día d en el mes m. Si el consumo que se registra en la frontera comercial es mayor o igual que el consumo estimado en la LBC, considerando el error permitido, o la RDV es menor a cero, se considerará que la RDV es igual a cero para efectos de la liquidación. Primero se verificará los contratos que se hayan activado de la demanda desconectable voluntaria, DDV, establecida en el Capítulo 3.16.8.6 o aquellas que la modifiquen o sustituyan. Una vez realizado lo anterior, se realizará la verificación de reducción de energía del programa de RD. Las medidas de RD deberán ser enviadas por el comercializador en los mismos plazos y forma en que los agentes generadores envían la información de generación de acuerdo con la regulación vigente. Las transacciones de energía en las fronteras DDV utilizadas para RD deberán ser registradas horariamente, de forma tal que permitan el cálculo de la energía reducida en la hora, las cuales se denotaran como RDVc,h,d,m. Para los casos en que las medidas de las fronteras DDV no sean enviadas, se considerará que no hubo reducción de energía. Para efectos de la liquidación de cada comercializador c, la RD verificada, RDVc,h,d,m, será igual a la suma de RD verificada de cada uno de los usuarios, RDVj,h,d, que cada comercializador c representó en el mes m. PARÁGRAFO 1o. Para determinar la RDVc,h,d,m, el ASIC aplicará el siguiente procedimiento: 1. A la LBCj,td,m se resta la DDVVj,d,m, si el resultado es positivo, la LBCj,td,m a considerar para
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la RD en el resto del procedimiento será el resultado de esta diferencia. En caso contrario, se considerará que la RDV es igual a cero para efectos de la liquidación. 2. Para el tipo de día, definir la LBCj,h,td,m a nivel horario, para lo cual se asignará la LBCj,td,m diaria en proporción a la energía horaria de la curva típica de carga del usuario j respecto de la energía diaria de dicha curva. 3. Para los periodos horarios en los cuales se presentó por parte del Comercializador, conforme lo establecido en el Artículo 6o, una declaración de reducción de energía de RD, diferente de cero (0), se aplicará: 3.1. Para los periodos horarios en que el consumo horario fue inferior a la LBCj,h,td,m horaria, se calculará la diferencia entre LBCj,h,td,m horaria y el consumo horario. 3.2. Si la suma de las diferencias calculadas en el numeral 3.1., resulta menor o igual a RDVj,d,m diaria, la RDVc,h,d,m horaria será igual a la diferencia calculada en el numeral 3.1. para cada hora. 3.3. Si la suma de las diferencias calculadas en el numeral 3.1., resulta mayor a RDVj,d,m diaria, la RDVc,h,d,m horaria será el resultado de asignar en cada hora la RDVj,d,m en proporción a dichas diferencias. PARÁGRAFO 2o. Las medidas de RDV se deberán afectar por los factores de pérdidas para referir la medida al STN. (Fuente: R CREG 011/15, Art. 12) (Fuente: R CREG 212/15, Art. 4)
ARTÍCULO 3.16.8.8.4.2. FRONTERAS CON MEDICIÓN DIRECTA DE REDUCCIÓN DE ENERGÍA. La verificación de la reducción o desconexión efectiva de energía del programa RD del usuario con frontera DDV de medición directa se realizará dependiendo de la situación a la que corresponda la RD, así: A. RD con plantas de emergencia. Para RD con plantas de emergencia se utilizará la medida de la salida de la(s) planta(s) de emergencia que se registrará en el medidor de la frontera. Se considerará que hubo RD cuando el consumo real medido en la frontera comercial cumple la siguiente condición:
Donde: CRj,h,d
Consumo real medido en la frontera comercial para el usuario j en la hora h del día d.
CPj,j,td
Consumo promedio medido en la frontera comercial para el usuario j, según el tipo de día td, de los últimos 105 días. Se diferenciarán los días comprendidos de lunes a sábado, domingos y festivos. Para los días en que se haya efectuado una activación de la DDV o de RD del usuario j y que haga parte de los 105 días, se remplazarán por el promedio de los
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últimos cinco días del mismo tipo de día td en que no se haya efectuado ninguna de las activaciones mencionadas. GPEj,h,d
Generación de la planta de emergencia del usuario j para la hora h del día d.
Si el consumo real medido en la frontera comercial cumple la condición anterior, la reducción de energía RDVj,h,d será la siguiente:
Donde: RDVj,h,d
RD verificada del usuario j en la hora h del día d.
CRDj,h,d
Compromiso de RD del usuario j para la hora h del día d.
GPEj,h,d
Generación de la planta de emergencia del usuario j para la hora h del día d.
GPEj,d
Generación de la planta de emergencia del usuario j en el día d.
DDVVj,d
Demanda desconectable voluntaria verificable del usuario j del día d.
Si la RD verificada con plantas de emergencia es menor a cero, se considerará que la RDV es igual a cero para efectos de la liquidación. B. RD con medición independiente: Se considerará que hubo reducción de energía cuando el consumo real medido en la frontera cumple la siguiente condición:
Donde: CRj,h,d
Consumo real medido en la frontera comercial del usuario j en la hora h del día d.
CPj,h,td
Consumo promedio medido en la frontera comercial del usuario j según el tipo de día td de los últimos 105 días. Se diferenciarán los días comprendidos de lunes a sábado, domingos y festivos. Para los días en que se haya efectuado una activación de la DDV o de RD del usuario j y que hagan parte de los 105 días, se remplazarán por el promedio de los últimos cinco días del mismo tipo de día td en que no se haya efectuado ninguna de las activaciones mencionadas.
PRDj,h,td Promedio del consumo medido en la frontera comercial de medición independiente de reducción de energía del usuario j para la hora h del tipo de día td de los últimos 105 días. Se diferenciarán los días comprendidos de lunes a sábado, domingos y festivos.
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Si el consumo real medido en la frontera comercial cumple la condición anterior, la reducción de energía RDVj,h,d será:
Donde: RDVj,h,d
RD verificada y efectivamente reducida por el usuario j en la hora h del día d.
CRDj,h,d
Compromiso de RD del usuario j para la hora h del día d.
PRDj,h,td
Promedio del consumo medido en la frontera comercial de medición independiente del usuario j para la hora h del tipo de día td de los últimos 105 días. Se diferenciarán los días comprendidos de lunes a sábado, domingos y festivos.
PRDj,td
Promedio del consumo medido en la frontera comercial de medición independiente del usuario j para el tipo de día td de los últimos 105 días. Se diferenciarán los días comprendidos de lunes a sábado, domingos y festivos.
DDVVj,d
Demanda desconectable voluntaria verificable del usuario j para el día d.
Si la RD verificada con medición independiente es menor a cero, se considerará que la RDV es igual a cero para efectos de la liquidación. Antes de realizar la verificación de reducción de energía del programa de RD, se tendrá como prioridad verificar los contratos que se hayan activado de la demanda desconectable voluntaria, DDV, establecida en el Capítulo 3.16.8.6. Las medidas de RD deberán ser enviadas por el comercializador en los mismos plazos en que los agentes generadores envían la información de generación de acuerdo con la regulación vigente. Para los casos en que las medidas de las fronteras DDV no sean enviadas, se considerará que no hubo reducción de energía. Para efectos de la liquidación de cada comercializador c, la RD verificada, RDVc,h,d,m, será igual a la suma de RD verificada de cada uno de los usuarios, RDV j,h,d, que cada comercializador c representó en el mes m. PARÁGRAFO 1o. Las medidas de RDV se deberán afectar por los factores de pérdidas para referir la medida al STN. PARÁGRAFO 2o. El ASIC antes de realizar la liquidación horaria de la RD de las fronteras con medición directa; RD con plantas de emergencia y RD con medición independiente. Considerará que hubo RD si se cumple la condición de la siguiente ecuación:
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Donde: CRj,d,m
Consumo medido en la frontera comercial para el usuario j en el día d del mes m.
CPj,td
Consumo promedio medido en la frontera comercial para el usuario j, según el tipo de día td, de los últimos 105 días. Se diferenciarán los días comprendidos de lunes a sábado, domingos y festivos. Para los días en que se haya efectuado una activación de la DDVV o de RD del usuario j y que hagan parte de los 105 días, se remplazarán por el promedio de los últimos cinco días del mismo tipo de día td en que no se haya efectuado ninguna de las activaciones mencionadas.
CRDj,d,m
Suma de los compromisos de RD en los periodos horarios de declaración de reducción de energía de RD del comercializador en representación del usuario j para el día d en el mes m, conforme lo establecido en el artículo 6o.
DDVVj,d,m Demanda Desconectable Voluntaria Verificada del usuario j para el día d en el mes m. (Fuente: R CREG 011/15, Art. 13) (Fuente: R CREG 025/16, Art. 3) (Fuente: R CREG 212/15, Art. 5)
ARTÍCULO 3.16.8.8.4.3. CONSUMOS A TENER EN CUENTA EN LA VERIFICACIÓN DE REDUCCIÓN DE ENERGÍA EN EL PROGRAMA RD. Para la estimación de la línea base de consumo, LBC, y del promedio de consumo en las fronteras con medición directa en las fechas entre el 16 de diciembre y el 15 de enero y semana santa, se ajustará la estimación del consumo en la LBC y el promedio de consumo de las fronteras con medición directa con los valores de consumo diario medido del último año, de la siguiente forma: 1. Para las fechas 24, 25 y 31 de diciembre y 1o de enero, se tomará el mismo valor de consumo diario de estas fechas del último año. Para las otras fechas descritas, se tomará el promedio de consumo diario del tipo de día del último año. 2. Para las fechas de semana santa, se tomará los valores de consumo diario de estos mismos días del último año. En caso de que la información descrita en los numerales 1 y 2 no se encuentre disponible, se tomará para estas fechas un consumo diario de valor igual a cero. (Fuente: R CREG 212/15, Art. 6)
SECCIÓN 5 LIQUIDACIÓN ARTÍCULO 3.16.8.8.5.1. VALORES A FAVOR DE LOS USUARIOS QUE PARTICIPAN EN
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EL PROGRAMA DE RD. El valor a favor de los usuarios por la participación en el programa de RD será entregado al comercializador, quien será el encargado de pasar a sus usuarios los incentivos de la RD, el valor será el que resulta de aplicar la siguiente expresión:
Donde: Valor a favor del comercializador c por la reducción de demanda del programa de RD en la hora h del día d del mes m RD verificada del comercializador c en la hora h del día d del mes m Precio de bolsa para atender demanda nacional en la hora h del día d en el mes m que supera el precio de escasez de activación precio de escasez ponderado en el mes m
PARÁGRAFO. El costo de la comercialización del programa de RD será asumido por el usuario, el cual será acordado entre el usuario y el comercializador que lo representa. (Fuente: R CREG 011/15, Art. 14) (Fuente: R CREG 140/17, Art. 24) (Fuente: R CREG 212/15, Art. 7)
ARTÍCULO 3.16.8.8.5.2. VALORES A CARGO DE LOS USUARIOS QUE PARTICIPAN EN EL PROGRAMA DE RD. De acuerdo con el valor del CERE que sea incluido en el precio de oferta del comercializador que representa a los usuarios que participen en el programa de RD, se producirá por parte del SIC un cobro al comercializador que representa a dichos usuarios, calculado mediante la siguiente expresión:
Donde: VC_ RDc,h,d,m
Valor a cargo del comercializador c por la reducción de demanda del programa de RD en la hora h del día d del mes m.
RDVc,h,d,m
RD verificada del comercializador c en la hora h del día d del mes m.
CEREm
Costo Equivalente Real en Energía en el mes m.
Este valor será destinado al pago de la remuneración del Cargo por Confiabilidad de las plantas o unidades de generación que trata la Parte 3.16. (Fuente: R CREG 011/15, Art. 15) (Fuente: R CREG 212/15, Art. 8)
ARTÍCULO 3.16.8.8.5.3. REMUNERACIÓN DEL PROGRAMA DE RD PARA CONDICIÓN CRÍTICA. La remuneración del programa de la RD se realiza través de los siguientes literales: a)
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siguiente:> Se calcula el delta de ajuste de remuneración RD de acuerdo con la siguiente expresión:
Donde: Desviación por remuneración de la RD que el comercializador c, en la hora h del día d del mes m, no alcanza a recibir de acuerdo con su precio de oferta RD verificada del comercializador c, en la hora h del día d del mes m Oferta de precio del comercializador c para el programa de la RD en el día d del mes m Precio de bolsa para atender demanda nacional en la hora h del día d del mes m que supera el precio de escasez de activación Precio de escasez ponderado para el mes m Delta de ajuste de remuneración RD en la hora h del día d del mes m Desviación diaria de obligaciones de energía firme menor a cero del agente j en el día d del mes m. Valor que es resultado de aplicar el Título 3.16.16 y que es tomado en valor absoluto Demanda no cubierta en el día d del mes m, Calculada de acuerdo con el Título 3.16.16 Número total C de comercializadores que participan en el programa de la RD en el día d del mes m Número total M de agentes generadores que tienen desviaciones negativas de sus obligaciones de energía firme como resultado de aplicar el Título 3.16.16
b) Todos los agentes generadores que hayan tenido Desviación Diaria de la Obligación de Energía Firme negativa y/o demanda no cubierta de acuerdo con el Título 3.16.16, tendrán los siguientes valores a cargo:
Donde: VC _ RD ,j ,d ,m Valor a cargo del agente j en la hora h del día d del mes m. Valor debido al delta de ajuste de remuneración de RD.
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RD ,h ,d ,m Val j,d ,m
Delta de ajuste de remuneración de RD en el día d del mes m. Valor de desviación negativa DDOEFj,d,m que haya presentado el agente j y/o DNCd,m en el día d del mes m. Lo anterior, como resultado de aplicar el Anexo 7 de la Resolución CREG 071 de 2006 .
c) La remuneración de cada comercializador que participa en el programa de la RD se obtendrá de los saldos que resulten de aplicar el Anexo 7 de la Resolución CREG 071 de 2006 asociados a la RD, cumpliendo lo definido en el artículo 3.16.8.8.5.1 de esta resolución y en el literal b) de este artículo. Para los comercializadores que no logran recibir su remuneración completa de acuerdo con su oferta de precio, tendrán a favor el siguiente valor:
Donde: Rem_ RD c,d, m Remuneración de la RD del comercializador c, en el día d del mes m, que no alcanza a recibir el Título 3.16.16 de acuerdo con su oferta de precio. DRemc,h,d,m
Desviación por remuneración de la RD que el comercializador c, en la hora h del día d del mes m, no alcanza recibir de acuerdo con su oferta de precio.
(Fuente: R CREG 011/15, Art. 16) (Fuente: R CREG 140/17, Art. 25) (Fuente: R CREG 212/15, Art. 9)
ARTÍCULO 3.16.8.8.5.4. PLAZO DE LA LIQUIDACIÓN DEL PROGRAMA DE RESPUESTA DE LA DEMANDA, RD, PARA EL MERCADO DIARIO EN CONDICIÓN CRÍTICA PREVISTO EN LA Resolución CREG 011 de 2015. El ASIC tendrá plazo máximo para la implementación de la liquidación de la RD hasta la fecha de la facturación del mes en el cual aplique por primera vez el programa de respuesta de la demanda para el mercado diario en condición crítica previsto en la Resolución CREG 011 de 2015. (Fuente: R CREG 212/15, Art. 14)
SECCIÓN 6 MODELO DE ESTIMACIÓN DE LA LÍNEA BASE DE CONSUMO (ANEXO) ARTÍCULO 3.16.8.8.6.1. MODELO DE ESTIMACIÓN DE LA LÍNEA BASE DE CONSUMO. El método es una adaptación de los métodos de descomposición y representa el consumo diario de la frontera, Ct, mediante unas componentes no observables que representan la componente de tendencia, Tt, la componente estacional, Et, y la componente del error ut. Ct = Tt X Et XUt
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La componente de tendencia indicará cómo es el comportamiento a largo plazo de la serie. La componente estacional estará determinada por un índice para cada uno de los siete días de la semana, E1, E2,..., E7 que representa el valor de la fluctuación estacional en cada día de la semana e indicará qué tanto por encima o por debajo de la tendencia se encuentran en promedio las observaciones del día. En lo que sigue se utilizará la siguiente convención: los subíndices i del conjunto 1, 2,...,7 corresponderán a los días lunes, martes,..., domingo. La metodología aísla y estima cada una de las componentes y luego pronostica una semana. Esto se lleva a cabo mediante cuatro etapas que se realizarán en forma secuencial. 1. Etapa 1. Captura y depuración de datos. 1.1. Captura de datos y transformación de valores atípicos e iguales a cero: Se realizará de acuerdo con el Procedimiento para Determinar Valores Atípicos de Modelo de Estimación LBC publicado en la Circular CREG 020 de 2014. 1.2. Transformación de valores para los días en que se hayan presentado desconexiones o reducciones de energía en cumplimiento del mecanismo de demanda desconectable voluntaria, DDV, y/o cualquier otro programa de reducción de demanda que defina la regulación: El valor se cambiará por el promedio de los cinco días anteriores que tengan el mismo subíndice siempre y cuando corresponda con valores típicos de consumo u ajustados con este procedimiento. En el caso de no encontrarse la totalidad de los datos para los cinco días anteriores, se calculará el promedio con los días anteriores disponibles que tenga el mismo subíndice siempre y cuando corresponda con valores típicos de consumo o ajustados. 2. Etapa 2. Estimación de los índices E1, E2,..., E7. 2.1. Calcular promedios móviles centrados de longitud 7 (una semana):
2.2. Hallar el cociente Ct/PMt, t = 4,5,6,.... Este cociente será aproximadamente igual a:
2.3. Promediar todos los valores anteriores correspondientes al mismo día para obtener unos
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índices preliminares:
2.4. Ajustar los 7 índices preliminares de forma que:
3. Etapa 3: Estimación de la tendencia 3.1. Desestacionalizar los datos dividiendo C entre su índice estacional E.
3.2. Con los datos desestacionalizados, D, se estimará una tendencia lineal, T, mediante regresión lineal.
4. Etapa 4: Pronósticos para una semana Si N es el instante de la última observación, y esta cae en domingo, se pronosticará para los días siguientes, lunes, martes,..., domingo, mediante la ecuación.
PARÁGRAFO. Para los efectos previstos en este anexo se diferenciarán los días comprendidos de lunes a sábado, los domingos y festivos. (Fuente: R CREG 011/15, ANEXO)
TÍTULO 9 DISPOSICIONES FINALES
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ARTÍCULO 3.16.9.1. RECONCILIACIÓN POSITIVA POR PRUEBAS DE GENERACIÓN. La energía generada correspondiente a las pruebas de que trata la presente resolución, que sean declaradas como exitosas, será objeto de Reconciliación Positiva, de conformidad con las disposiciones contenidas en el Capítulo 3.2.12.1, o aquellas que la sustituyan, modifiquen o adicionen, incluyendo las horas de inflexibilidad asociadas a dicha prueba. PARÁGRAFO. Para establecer el valor de la variable GSA prevista en el Capítulo 3.2.12.1, se considerará, para efectos de este artículo, la totalidad de la generación asociada con la prueba, es decir, la generación real. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 91)
ARTÍCULO 3.16.9.2. ASIGNACIÓN DE COSTOS HORARIOS DE LA RECONCILIACIÓN POSITIVA. Los costos horarios de la Reconciliación Positiva asociada con las pruebas de generación de que trata la presente resolución, serán asignados a los comercializadores del SIN, a prorrata de su demanda comercial, y a todos los enlaces internacionales a prorrata de la exportación. La energía generada correspondiente a las pruebas que sean declaradas como no exitosas, será remunerada de conformidad con la regulación vigente al momento de realización de las pruebas solicitadas por el agente, aplicando las disposiciones contenidas en la Resolución CREG- 121 de 1998 o aquellas que la sustituyan, modifiquen o adicionen. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 92)
ARTÍCULO 3.16.9.3. RECONCILIACIÓN NEGATIVA ASOCIADA CON PRUEBAS DE GENERACIÓN. La Reconciliación Negativa asociada con la realización de las pruebas de generación de que trata la presente resolución se efectuará de conformidad con las disposiciones contenidas en el Capítulo 3.2.12.1, o aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 93)
ARTÍCULO 3.16.9.4. Las disposiciones contenidas en la presente resolución no aplican para las pruebas que sean realizadas en virtud de lo establecido en la Resolución CREG- 121 de 1998 o aquellas que la sustituyan, modifiquen o adicionen. (Fuente: R CREG 071/06, Art. 94)
TÍTULO 10 OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME (ANEXO 1)
CAPÍTULO 1 DETERMINACIÓN DE LA OBLIGACIÓN DE ENERGÍA FIRME DURANTE CADA MES DEL PERÍODO DE VIGENCIA DE LA OBLIGACIÓN
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ARTÍCULO 3.16.10.1.1. DETERMINACIÓN DE LA OBLIGACIÓN DE ENERGÍA FIRME DURANTE CADA MES DEL PERÍODO DE VIGENCIA DE LA OBLIGACIÓN. La Obligación Mensual de Energía Firme respaldada por cada plantas y/o unidad de generación representada comercialmente por el agente generador j se determinará mediante la siguiente expresión:
donde: OMEFR i ,j,m: Obligación Mensual de Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i del generador j en el mes m. EAi ,j :
ENFICC asignada al generador j en la Subasta o en el mecanismo que haga sus veces y respaldada con la planta o unidad de generación i .
D m:
Demanda Objetivo del mes m.
D j:
Demanda Objetivo para el primer año del Período de Vigencia de la Obligación asignada al generador j.
Para cada agente generador j la Obligación Mensual de Energía Firme (OMEFj) será igual a la suma de las Obligaciones Mensuales de Energía Firme respaldadas por cada una de las plantas o unidades de generación de su propiedad o que representa comercialmente. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 1 Num. 1.1)
CAPÍTULO 2 DETERMINACIÓN DE LA OBLIGACIÓN DIARIA DE ENERGÍA FIRME ARTÍCULO 3.16.10.2.1. DETERMINACIÓN DE LA OBLIGACIÓN DIARIA DE ENERGÍA FIRME. Para efectos de facturación y liquidación, la Obligación de Energía Firme Diaria respaldada por cada una de las plantas o unidades de generación representadas comercialmente por el generador j, se determinará mediante la siguiente expresión:
Donde:
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ODEFRi,j,d,m Obligación diaria de energía firme respaldada por la planta o unidad de generación i del generador j en el día d del mes m. OMEFRi,j,m
Obligación mensual de energía firme respaldada por la planta o unidad de generación i del generador j en el mes m.
DCd,m
Demanda comercial total doméstica del sistema para el día d del mes m.
DDVVd,m
Demanda desconectable voluntaria verificada en el día d del mes m.
RDVd,m
RD verificada en el día d del mes m
PGRd,m
Programa de racionamiento verificado en el día d del mes m
DCm
Demanda comercial total doméstica del sistema para el mes m
DDVVm
Demanda desconectable voluntaria verificada en el mes m
RDVm
Reducción de energía verificada del programa RD en el mes m
PGRm
Programa de racionamiento verificado en el mes m
DDVVi,j,d,m
Demanda desconectable voluntaria verificada, asociada a la planta o unidad de generación i del generador j en el día d del mes m.
RDVc,h,d,m
Reducción de energía del programa de RD asociada al comercializador
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c en la hora h del día d del mes m. PGRh,d,m
Programa de racionamiento verificado en la hora h del día d del mes m
k
Número de plantas y/o unidades de generación
n
Número de días del mes m
Nc
Número de comercializadores
Para cada agente generador j la Obligación Diaria de Energía Firme (ODEF j,m,d) será igual a la suma de las Obligaciones Diarias de Energía Firme respaldadas por cada una de las plantas o unidades de generación de su propiedad o que representa comercialmente, descontando las OEFV diarias que haya adquirido el agente j para sus plantas en una subasta de reconfiguración. Para la Segunda Liquidación se realizará una estimación de la Obligación de Energía Firme Diaria del generador j, así:
Donde: ODEFRi,j,T,m Obligación Diaria de Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i del generador j en los días de tipo T del mes m. OMEFRi,j,m
Obligación Mensual de Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i del generador j en el mes m.
DCT,m-1
Demanda Comercial Doméstica total del sistema para el día de tipo T del mes m-1.
DDVVi,j,T,m-1 Demanda desconectable voluntaria verificable asociada a la planta o unidad de generación i del generador j para el día de tipo T del mes m1. RDVT,m-1
Reducción de energía verificada del programa de RD en el día tipo T del mes m-1
PGRT,m-1
Programa de racionamiento verificado en el día tipo T del mes m-1.
DCm-1
Demanda Comercial total Doméstica del sistema para el mes m-1.
DDVVm-1
Demanda desconectable voluntaria verificable en el mes m-1
RDVm-1
Reducción de energía verificada del programa de RD en el mes m-1
PGRm-1
Programa de racionamiento verificado en el mes m-1.
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NDT,m-1
Número de días del tipo T en el mes m-1 Para los efectos que trata el presente anexo, los tipos de día (T) corresponden a: Domingos y festivos; sábados; y días ordinarios.
(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 1 Num. 1.2) (Fuente: R CREG 011/15, Art. 17) (Fuente: R CREG 203/13, Art. 10) (Fuente: R CREG 124/12, Art. 1)
CAPÍTULO 3 DETERMINACIÓN DE LA OBLIGACIÓN HORARIA DE ENERGÍA FIRME ARTÍCULO 3.16.10.3.1. DETERMINACIÓN DE LA OBLIGACIÓN HORARIA DE ENERGÍA FIRME. La Obligación de Energía Firme Horaria se determinará así:
donde: OEFTd,m,h: Obligación de Energía Firme Total para la hora h del día d del mes m. ODEFj,m,d:
Obligación Diaria de Energía Firme para el agente j en día d del mes m.
DCm,d:
Demanda Comercial total del sistema para el día d del mes m.
DCd,m,h:
Demanda Comercial total del sistema para la hora h del día d del mes m.
(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 1 Num. 1.3)
CAPÍTULO 4 PRECIO DE ESCASEZ
SECCIÓN 1 DISPOSICIONES GENERALES (descripción no original) ARTÍCULO 3.16.10.4.1.1. DISPOSICIONES GENERALES El precio de escasez será el que resulte de aplicar la siguiente fórmula:
Donde: PEm :
Precio de Escasez Total vigente para el mes m, expresado en pesos por
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:
kilovatio hora ($/kWh). Precio de Escasez Parte Combustible vigente para el mes m, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh.). Este valor se actualizará mensualmente de acuerdo con el del numeral 1.4.1 de este anexo.
El valor actualizado se convertirá a $/kWh con la TRM oficial del día en que se efectúe el cálculo, publicada por la Superintendencia Financiera. COMm: Parte variable del costo de operación y mantenimiento para el mes m, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh), será de diez pesos con seiscientos sesenta y siete milésimas de peso de junio de 2006 por kilovatio hora ($10.667/kWh). Este costo se actualizará mensualmente, con la última variación mensual del IPC, publicado por el DANE, en el momento del cálculo. OCVm: Suma de los siguientes costos variables asociados al SIN calculados por el ASIC con la mejor información al momento del cálculo y expresados en pesos por kilovatio hora ($/kWh): i) CEE, ii) FAZNI, iii) Aportes Ley 99 de 1993, y iv) el valor total del servicio de AGC descontando la parte correspondiente de la reconciliación negativa, según se define en el artículo 3.2.13.1.2 de esta resolución, del último mes con facturación dividido por la demanda de energía comercial nacional de ese mes. La actualización del PEm y sus componentes se hará dos (2) días calendario antes del primer día del mes m y el PEm actualizado estará vigente durante todos los días del mes m. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 1 Num. 1.4) (Fuente: R CREG 207/15, Art. 1) (Fuente: R CREG 070/14, Art. 3) (Fuente: R CREG 022/10, Art. 2) (Fuente: R CREG 022/10, Art. 1)
ARTÍCULO 3.16.10.4.1.2. INDEXACIÓN DEL PRECIO DE ESCASEZ PARTE COMBUSTIBLE. El Precio de Escasez correspondiente a la Parte Combustible se indexará mensualmente a partir de la entrada en vigencia de la resolución, para lo cual se aplicará la siguiente fórmula:
INDICE m-1:
Promedio aritmético del precio de cierre diario Platts US Gulf Coast Residual Fuel No 6 1.0% sulfur fuel oil, de los últimos 30 días con datos a la fecha de cálculo. INDICEdic2013: Promedio aritmético del precio de cierre diario Platts US Gulf Coast Residual Fuel No 6 1.0% sulfur fuel oil, en el mes diciembre 2013. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 1 Num. 1.4.1) (Fuente: R CREG 070/14, Art. 3) (Fuente: R CREG 197/11, Art. 1) (Fuente: R CREG 162/10, Art. 1) (Fuente: R CREG 022/10, Art. 1)
SECCIÓN 2
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POR LA CUAL SE ESTABLECEN MEDIDAS PARA GARANTIZAR LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO PÚBLICO DE ENERGÍA ELÉCTRICA ANTE LA OCURRENCIA DE SITUACIONES EXTRAORDINARIAS QUE LO PONEN EN RIESGO ARTÍCULO 3.16.10.4.2.1. OPCIÓN PARA PLANTAS TÉRMICAS QUE OPEREN CON COMBUSTIBLES LÍQUIDOS DURANTE LA CONDICIÓN CRÍTICA. La opción para plantas térmicas que operen con combustibles líquidos durante la condición crítica tiene las siguientes características: i) Aplica a plantas térmicas que operan con combustibles líquidos que tienen Obligaciones de Energía Firme (OEF) asignadas. ii) Los agentes generadores con plantas térmicas con combustibles líquidos que quieran acogerse a la opción y a cumplir con la generación durante el período crítico, según las necesidades del sistema, deberán manifestarlo por escrito remitiendo comunicación firmada por el representante legal a la CREG con copia a XM S.A. E.S.P. iii) El valor diario de la opción para una planta térmica que opere con combustible líquido para las horas en que opera será igual a la diferencia, siempre que sea estrictamente positiva de la siguiente ecuación: VDOd,j= (CRd,j - PEd ) X Gr,j - P d,j VDOd,j: Valor de la opción para el día d de la planta j. CRd,j: Costo de Referencia que corresponde al mínimo entre $470.66/kWh y los costos variables calculados con el primer término de la metodología PR definida en el artículo 3.2.12.1.1 de esta resolución “Precio de reconciliación positiva para un generador térmico”, sin considerar los costos arranque-parada. Es decir, los costos variables son iguales a la suma de los términos CSC, CTC, COM y OCV, según los define esa resolución en el artículo 1o. PEd: Precio de Escasez para el día d ($/kWh) Gr,j: Generación de la planta j generando que opera con combustible líquido en kWh. La generación será la parte de generación ideal que se remunera a precio de escasez, sin que supere la generación real ni la Obligación de Energía Firme Diaria (ODEFR) definida en la Parte 3.16 multiplicadas por el factor de ajuste (FA) definido en la Anexo 7 de la Resolución CREG 071 de 2006. Pd,j: Pagos en $ diferentes al precio de escasez y reconciliación positiva que reciba la planta j el día d por aplicación de la Parte 3.2. iv) El valor mensual de la opción es la suma de los valores diarios de cada planta térmica. El cálculo del valor de la opción lo hará el ASIC para los períodos señalados. El valor VDO para cada planta térmica que opere con combustible líquido, lo reportará diariamente el ASIC al Ministerio de Minas y Energía (MME), a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD) y a la Comisión de Regulación de Energía Gas (CREG).
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(Fuente: R CREG 178/15, Art. 1)
ARTÍCULO 3.16.10.4.2.2. TRASLADO DEL COSTO DE LA OPCIÓN A COMERCIALIZADORES. El costo mensual de la opción en pesos será dividido e incluido en partes iguales en la facturación de los treinta y seis (36) meses siguientes al mes ejecución de la opción como un mayor valor de las restricciones. La tasa que se utilizará para actualizar los saldos mensuales y será el Índice de Precios al Consumidor (IPC) publicado por el DANE. El traslado mensual del dinero de la opción a los agentes generadores que representan la planta térmica que opera con combustible líquido, para cada uno de los 36 meses, se realizará a prorrata del valor de la opción obtenida en el mes que estos fueron causados. (Fuente: R CREG 178/15, Art. 3)
ARTÍCULO 3.16.10.4.2.3. CÁLCULO DE LAS GARANTÍAS POR COSTOS DE RESTRICCIONES POR LA OPCIÓN PARA PLANTAS QUE OPERAN CON COMBUSTIBLES LÍQUIDOS. Para el cálculo de la componente de restricciones “REST.” de que trata el literal B del Anexo “Procedimiento de Cálculo de Garantías Financieras y Mecanismos Alternativos para Cubrir Transacciones en el Mercado de Energía Mayorista” de la Resolución CREG 019 de 2006, no se incluirán los montos establecidos en el artículo 8.2.1.3 de la presente resolución. (Fuente: R CREG 178/15, Art. 4)
ARTÍCULO 3.16.10.4.2.4. EFECTOS DEL TRASLADO DE LA OPCIÓN A COMERCIALIZADORES. Los efectos del traslado del costo de la opción a comercializadores de que trata el artículo 3.16.10.4.2.2 de esta resolución y causados durante la vigencia de esta, así como la garantía por costos de restricciones por la opción para plantas que operen con combustibles líquidos de que trata el artículo 3.16.10.4.2.3 de esta resolución, permanecerán vigentes hasta la extinción del traslado mensual del dinero de la opción a los agentes generadores que representan la planta térmica que opera con combustible líquido. (Fuente: R CREG 052/16, Art. 2)
SECCIÓN 3 PRECIO MARGINAL DE ESCASEZ ARTÍCULO 3.16.10.4.3.1. PRECIO MARGINAL DE ESCASEZ (PME). El ASIC calculará el precio marginal de escasez mensualmente aplicando el siguiente procedimiento: a) Se consideran las plantas de generación con asignaciones de Obligaciones de Energía Firme (OEF) para el mes m, mes para el cual se determina el precio marginal de escasez. b) Se determinan los costos variables de las plantas de generación térmica con OEF utilizando la siguiente ecuación:
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Donde:
CVi,j,m: HRi,j:
C.Referenciaj,m: COMj,m:
OCVm:
Costo Variable de la planta i con el combustible j en el mes m expresado en COP/kWh. Heat Rate de la planta i con el combustible j expresado en MBTU/ MWh. Corresponde al último valor declarado en los parámetros del Cargo por Confiabilidad. Costos de referencia para el combustible j para el mes m expresados en COP/MBTU. Costos de operación y mantenimiento para el combustible j para el mes m, expresados en COP/kWh. Corresponde al valor definido en el artículo 3.2.12.1.1 de la presente resolución. Otros costos variables para el mes m expresados en COP/kWh. Corresponde al valor definido en el artículo 3.2.12.1.1 de esta resolución
c) En caso de que una planta térmica opere con varios combustibles, se calculará el costo variable para cada combustible con la ecuación señalada en el literal b). Las OEF de la planta se repartirán en forma proporcional a la energía reportada para cada combustible para el mes m. d) Se determina el costo variable de las plantas de generación que operan con recursos renovables con OEF (hidráulicas, eólicas, solares, entre otros) como el valor de la variable OCVm descrita en el literal b). e) Se conforma la curva de oferta agregada ordenando las plantas de menor a mayor costo variable de generación. f) A cada una de las plantas ordenadas en el literal e) se les calculará el porcentaje de participación de sus OEF, como la relación entre la OEF respaldada por la planta y las OEF totales asignadas en el sistema para el mes m. g) A partir de la curva de oferta definida en el literal e) y empezando con la planta de costo variable más costoso, se acumula el porcentaje de participación en las OEF hasta llegar al 2%. La primera planta que supere el 2% se identifica. h) El costo variable de la planta identificada en el literal g) será el precio marginal de escasez para el mes m (PMEm). El precio marginal de escasez aplicará a las asignaciones de OEF que se hagan con posterioridad a la publicación de esta resolución. PARÁGRAFO 1o. En caso que la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios
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(SSPD) tome posesión de un agente con OEF y ordene la suspensión de pagos de las obligaciones causadas, incluidas las OEF, el cálculo del precio marginal de escasez se continuará haciendo como si las obligaciones no hubiesen sido suspendidas. PARÁGRAFO 2o. El ASIC remitirá mensualmente las memorias de cálculo del precio marginal de escasez a la SSPD y a la SIC, para lo de su competencia y a la CREG a título informativo. PARÁGRAFO 3o. El procedimiento definido en este artículo lo deberá implementar y auditar el ASIC para publicar el primer precio marginal de escasez, el cual se utilizará para determinar el menú de corto y largo plazo, de que tratan los artículos 5o. y 6o. de la presente resolución. (Fuente: R CREG 140/17, Art. 2)
ARTÍCULO 3.16.10.4.3.2. PERIODICIDAD DEL CÁLCULO DEL PRECIO MARGINAL DE ESCASEZ (PME). El ASIC hará el cálculo del PMEm a más tardar dos (2) días calendario antes del primer día del mes m y el PMEm estará vigente durante todos los días del mes m. El precio marginal de escasez deberá ser publicado mensualmente por el ASIC en su página web. (Fuente: R CREG 140/17, Art. 3)
ARTÍCULO 3.16.10.4.3.3. COSTO DE REFERENCIA PARA EL COMBUSTIBLE (C.REFERENCIA). El costo de referencia para el combustible j para el mes m se determinará aplicando el siguiente procedimiento: a) Todos los generadores térmicos deberán declarar mensualmente al ASIC, los valores de los costos de suministro de combustible y costo de transporte de combustible por planta o unidad expresados en COP/MBTU. Para el cálculo del costo de referencia para el combustible se considerarán los costos reportados por los agentes para el mes m. En el caso de declarar gas natural se deberán reportar los costos de suministro de combustible (CSC) y el costo de transporte de combustible (CTC), cuando aplique. El costo de combustible para gas natural es la suma de las componentes CSC y CTC. En el caso de combustibles diferentes al gas natural, el CSC incluye el costo variable del transporte. b) El costo de referencia del combustible j para el mes m será el promedio simple de todos los costos del combustible j reportados. La declaración mensual de los costos de combustibles de los agentes con OEF deberá hacerse antes de las 9:30 horas del quinto día hábil anterior a la finalización del mes m-1 o se entenderá por no hecha. Los costos reportados por los agentes deberán ser fidedignos y estar debidamente soportados y podrán ser auditados, so pena de las sanciones que corresponda imponer a la autoridad de vigilancia y control. PARÁGRAFO 1o. Los agentes con OEF asignadas deberán hacer la primera declaración de costos al ASIC, el 7 de noviembre de 2017. Por su parte, el ASIC calculará y publicará en un plazo de cinco (5) días hábiles, siguientes a esta fecha, el precio marginal de escasez para la estimación del menú de corto plazo.
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La primera declaración será utilizada para el primer mes de aplicación del precio marginal de escasez. Es decir, el mes siguiente al del proceso de selección del menú de corto plazo por parte de los agentes. PARÁGRAFO 2o. Los agentes deberán declarar los costos de los combustibles contratados de menor a mayor costo hasta cubrir las necesidades de combustible para respaldar las OEF de la planta o unidad. Se deberá informar las cantidades de cada combustible que respaldan su OEF y la suma de dichas cantidades no podrá superar la OEF respalda por la planta. En caso de declarar una cantidad superior a la OEF respaldada para el cálculo del precio marginal de escasez, el ASIC utilizará los valores declarados de menor costo hasta la OEF respaldada. De no existir declaración, el ASIC utilizará los últimos valores declarados por el agente. De no existir declaración previa, el ASIC asumirá como valores declarados el promedio simple de los valores declarados para ese mes por las otras plantas, para el combustible que utiliza la planta. En caso de que no exista declaración de otras plantas para el mismo combustible se asumirá un valor de cero. PARÁGRAFO 3o. El ASIC pondrá a disposición de los agentes los medios para que hagan la declaración de los costos de combustibles y definirá los formatos correspondientes. PARÁGRAFO 4o. A partir del mes siguiente de la entrada en operación comercial de la infraestructura de importación de gas del Pacífico, el costo de referencia del combustible (C. Referencia) para plantas que operan con combustibles líquidos será el del GNI, para las plantas que cumplan los siguientes requisitos: i) Plantas que han operado con gas natural. ii) Plantas conectadas a la infraestructura de regasificación disponible en el país a través del Sistema Nacional de Transporte. PARÁGRAFO 5o. Anualmente el ASIC contratará un estudio de los costos de combustibles reportados por los agentes utilizados para el cálculo del precio marginal de escasez, en donde se incluirá una comparación de dichos costos con los precios de mercado de los diferentes combustibles y demás análisis que sean pertinentes para evaluar la veracidad de la información reportada. Dicho estudio se deberá remitir a la SSPD, SIC y la CREG. PARÁGRAFO 6o. Dentro de los seis (6) meses siguientes a la expedición de la presente resolución, la CREG definirá mediante resolución el esquema para adelantar las auditorias referidas en este artículo. (Fuente: R CREG 140/17, Art. 4)
ARTÍCULO 3.16.10.4.3.4. MENÚ DE CORTO PLAZO PARA OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME ASIGNADAS PARA LOS PERÍODOS 2017-2018 Y 2018-2019. Los agentes de generación con OEF para los periodos 2017-2018 y 2018-2019, asignadas conforme a lo previsto en la Resolución CREG 177 de 2015 , podrán optar por acogerse al siguiente menú:
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a) Características del menú de corto plazo: i) Para las OEF asignadas para el periodo 2017-2018 se mantendrá el Cargo por Confiabilidad y el precio de escasez definido en el artículo 3.16.10.4.1.1 de la presente resolución con los que se les hizo las asignaciones. ii) Para las OEF asignadas para el periodo 2018-2019 el Cargo por Confiabilidad será el que resulte de aplicar el procedimiento de la Sección3.16.10.4.3 de la presente resolución y el precio de escasez será el precio marginal de escasez. b) Pasos para optar por el menú de corto plazo: i) El Cargo por Confiabilidad del menú de corto plazo lo determinará el ASIC aplicando el procedimiento definido en el Anexo 1 de la presente resolución y utilizando el valor resultante del primer cálculo del precio marginal de escasez. El resultado deberá ser publicado en la misma fecha en que se publique el primer cálculo del precio marginal de escasez. ii) Surtido el paso i. mediante comunicación suscrita por el representante legal, la empresa informará a la CREG y al ASIC, en un plazo máximo de siete (7) días hábiles, que acepta el cambio a la pareja Cargo por Confiabilidad del menú de corto plazo y precio marginal de escasez, señalando el nombre de la(s) planta(s) a las cuales aplica. Para quienes acepten el menú, su aplicación iniciará en el mes siguiente de remitida esta comunicación. Cumplido el plazo quienes no hayan manifestado expresa e inequívocamente su voluntad de acogerse al menú se entenderá que no se acogieron a este y ya no podrán hacerlo. iii) Terminado el proceso anterior, el ASIC considerará las parejas de Cargo por Confiabilidad del menú de corto plazo y precio marginal de escasez, para los efectos referentes al Cargo por Confiabilidad de las plantas declaradas conforme al numeral ii. por el agente, para todo el período restante de las OEF totales de dicha(s) planta(s) o unidad(es). (Fuente: R CREG 140/17, Art. 5)
ARTÍCULO 3.16.10.4.3.5. MENÚ DE LARGO PLAZO PARA OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME ASIGNADAS QUE FINALIZAN EN PERÍODO POSTERIOR AL 2018-2019. Los agentes de generación que tengan asignaciones de OEF que finalizan en período posterior al 2018-2019, podrán optar por cambiarse al menú de largo plazo, en el cual el Cargo por Confiabilidad será el que resulte de aplicar el procedimiento del Anexo 1 de la presente resolución y el precio de escasez será el precio marginal de escasez. Para optar por el menú de largo plazo, el agente generador deberá cumplir los siguientes pasos: i) Los Cargos por Confiabilidad del menú de largo plazo correspondiente a las diferentes asignaciones, los determinará el ASIC aplicando el procedimiento definido en el Anexo 1 de la presente resolución y utilizando el valor resultante del cálculo del primer precio marginal de escasez. Los resultados deberán ser publicados el 15 de diciembre de 2017.
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ii) Surtido el paso i) mediante comunicación suscrita por el representante legal, la empresa informará a la CREG y al ASIC, en un plazo máximo de siete (7) días hábiles, que acepta el cambio a la pareja Cargo por Confiabilidad del menú de largo plazo y precio marginal de escasez, señalando el nombre de la(s) planta(s) a las cuales aplica. Para quienes acepten el menú, su aplicación iniciará en el mes siguiente de remitida esta comunicación. Cumplido el plazo quienes no hayan manifestado expresa e inequívocamente su voluntad de acogerse al menú se entenderá que no se acogieron a este y ya no podrán hacerlo. iii) Terminado el proceso anterior, el ASIC considerará las parejas de Cargo por Confiabilidad del menú de largo plazo y precio marginal de escasez, para los efectos del Cargo por Confiabilidad de las plantas declaradas conforme al numeral ii) por el agente, para todo el período restante de las OEF de dicha(s) planta(s) o unidad(es). (Fuente: R CREG 140/17, Art. 6)
ARTÍCULO 3.16.10.4.3.6. AJUSTES A LA FACTURACIÓN. Los ajustes al proceso de facturación con motivo de la presente resolución deberán estar listos a más tardar el 1o de febrero de 2018 y el ASIC podrá, de ser necesario, hacer los ajustes a la liquidación y facturación de los meses transcurridos de aplicación de la norma. (Fuente: R CREG 140/17, Art. 29)
ARTÍCULO 3.16.10.4.3.7. 1. PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR EL CARGO POR CONFIABILIDAD DEL MENÚ DE CORTO O LARGO PLAZO CON EL PRECIO MARGINAL DE ESCASEZ. El procedimiento para determinar el Cargo por Confiabilidad del menú de corto o largo plazo con el precio marginal de escasez es el siguiente: 1. Se considera un horizonte análisis de sesenta (60) meses, de los cuales se activa el cumplimiento de las Obligaciones de Energía Firme (OEF), en los últimos seis (6) meses. 2. Se considera que el 20% de la demanda compra la energía en la bolsa. Es decir, dicha demanda paga el precio de escasez cuando se activa el cumplimiento de las OEF. 3. Se calcula el valor presente neto de los sesenta (60) pagos mensuales (VNAi) con el Cargo por Confiabilidad inicial que es el resultado del producto mensual de las OEF (MWh/mes) por el Cargo por Confiabilidad asignado originalmente (USD/ MWh) más los pagos de las compras en bolsa en periodo crítico a precio de escasez. Este valor presente neto se descuenta con una tasa (ñ) del 0.797% mes, es decir, se aplica la siguiente ecuación:
Donde: Valor presente neto con el cargo por confiabilidad asignado originalmente. Sumatoria de las OEF respaldas mensuales del mes m del periodo cargo 2017-2018 según al Anexo 1 de la Resolución CREG 071 de
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2006. Este valor aplica con independencia del precio del Cargo por Confiabilidad asignado originalmente. Precio del Cargo por Confiabilidad asignado originalmente. Para cada valor del precio del Cargo por Confiabilidad se debe calcular un menú. Precio de escasez de la Resolución CREG 071 de 2006 vigente para el mes de cálculo, expresado en USD/MWh Tasa de descuento mensual Variable que toma el valor de 1 en los últimos 6 meses de los 60 meses de evaluación. Para el resto del horizonte el valor será 0. 4. Se plantea el valor presente de los sesenta (60) pagos mensuales (VNAn) con el Cargo por Confiabilidad del menú, como el valor presente neto de los productos mensuales de las OEF (MWh/mes) por el Cargo por Confiabilidad del menú (USD/MWh) más el valor de las compras en bolsa con el precio marginal de escasez, asumiendo nuevamente que el 20% de la OEF (MWh/mes) para los últimos seis (6) meses, período crítico, se compran en bolsa, con una tasa de descuento (ñ) del 0.797% mes, es decir:
Donde: VNAn: OEFm:
CxCn: PME: ñ: â:
Valor presente neto con el Cargo por Confiabilidad del menú. Sumatoria de las OEF respaldas mensuales del mes m del periodo cargo 2017-2018, según al Anexo 1 de la Resolución CREG 071 de 2006. Este valor aplica con independencia del precio del Cargo por Confiabilidad asignado originalmente. Cargo por Confiabilidad del menú. Variable a encontrar. Primer precio marginal de escasez, expresado en USD/MWh. Tasa de descuento mensual Variable que toma el valor de 1 en los últimos 6 meses de los 60 meses de evaluación. Para el resto del horizonte el valor será 0
Para convertir los pesos colombianos (COP) del precio de escasez a dólares americanos (USD), se debe tomar la tasa representativa del mercado (TRM) del día de cálculo. 5. Se debe encontrar el precio del cargo por confiabilidad del menú (CxCn), como el valor que permita igualar el VNAi con el VNAn. Con una tolerancia de +/- 0.001 entre los VNA. 6. El cargo por confiabilidad correspondiente al menú corto o largo plazo en USD/MWh será el encontrado en el paso 5. El presidente, Germán Arce Zapata, (Fuente: R CREG 140/17, Art. ANEXO 1)
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CAPÍTULO 5 CONTRATACIÓN DE LA AUDITORÍA PARA PLANTAS O UNIDADES DE GENERACIÓN NUEVAS O ESPECIALES ARTÍCULO 3.16.10.5.1. CONTRATACIÓN DE LA AUDITORÍA PARA PLANTAS O UNIDADES DE GENERACIÓN NUEVAS O ESPECIALES. Para la contratación de la auditoría del cumplimiento de las obligaciones contenidas en el artículo 3.16.2.1.6 de esta resolución, el Administrador de la Subasta definirá los Términos de Referencia de acuerdo con lo establecido en esta resolución y observando, como mínimo, las siguientes condiciones: 1. El auditor será elegido mediante selección objetiva. 2. El costo de la auditoría será pagado por quien tenga asignada la Obligación de Energía Firme, de acuerdo con las condiciones establecidas en el Reglamento de Garantías y en los Términos de Referencia. 3. El auditor estará obligado a rendir cada seis (6) meses al Ministerio de Minas y Energía, a la CREG, al CND y a la UPME un informe de avance del proyecto y un informe final a su culminación. Será obligación de los agentes suministrar en forma oportuna la información completa que requiera el auditor para elaborar el informe. 4. Los informes de auditoría deben ser claros, precisos y detallados en el establecimiento de: a) El incumplimiento grave e insalvable de la puesta en operación de la planta o unidad de generación; b) El retraso en el cronograma de construcción o de repotenciación, o de la puesta en operación de la planta o unidad de generación, y de la Curva S. 5. El auditor verificará que la Curva S de ejecución real sea elaborada utilizando los mismos parámetros (tales como los factores de ponderación de las diferentes actividades del proyecto), usados en la elaboración de la Curva S declarada por el interesado, en cumplimiento de la Resolución CREG 071 de 2006 y las normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan. 6. No se admitirán informes de auditoría ambiguos. 7. En los informes de auditoría se explicarán y relacionarán todos los antecedentes, estudios, métodos, memorias de cálculo, exámenes, experimentos e investigaciones que sirvieron de base para dictaminar respecto de determinadas plantas o unidades, alguno de los eventos señalados en el numeral 4 de este título. Explícitamente se deberá indicar el número de días de desviación comparando la Curva S de ejecución real con la declarada por el interesado. Con este mismo número de días el auditor estimará la nueva fecha de puesta en operación. 8. El auditor calculará la ENFICC de la planta o unidad de generación utilizando los parámetros
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reales de la planta, estimados con base en los protocolos y los procedimientos definidos en la Parte 3.16 y las normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan. 9. Previamente a la entrega de los informes, el auditor validará sus conclusiones con el agente interesado, dando acceso a la documentación técnica reunida y permitiéndole contradecir el proyecto de informe y formular solicitudes de complementación o aclaración que se resolverán en el informe periódico y en el informe final, según corresponda. 10. Una vez rendido el informe del Auditor y ante un incumplimiento del cronograma, el agente podrá solicitar, a su costo y dentro de los seis (6) meses siguientes, la realización de una nueva auditoría, la cual debe ser efectuada por el mismo auditor. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 1 Num. 1.5) (Fuente: R CREG 061/07, Art. 17)
CAPÍTULO 6 RETIRO DE AGENTES DEL MERCADO MAYORISTA DE ENERGÍA ARTÍCULO 3.16.10.6.1. RETIRO DE AGENTES QUE TIENEN ASIGNADAS OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME. El retiro de un agente del Mercado que tiene asignadas Obligaciones de Energía Firme solamente se podrá hacer efectivo después de haber cumplido las siguientes condiciones: 1. Que el Administrador del Sist ema de Intercambios Comerciales haya aceptado las garantías que debe otorgar el agente cesionario, si ese fuera el caso. 2. Que el agente haya notificado a la CREG y al CND la cesión efectuada. 3. Que haya cedido los contratos de energía a largo plazo que tenga suscritos en el Mercado Mayorista. 4. Que esté a paz y salvo por todo concepto con el Mercado, y 5. Cumplir los trámites establecidos en el artículo 3.2.1.12 de esta resolución. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 1 Num. 1.6.1)
ARTÍCULO 3.16.10.6.2. RETIRO DE AGENTES DEL MERCADO MAYORISTA DE ENERGÍA QUE NO TIENEN ASIGNADAS OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME. Modificación del artículo 3.2.1.12 de esta resolución. El artículo 3.2.1.12, quedará así: “Retiro del Mercado Mayorista de Energía de agentes que no tengan Obligaciones de Energía Firme asignadas. Son causales para el retiro del mercado mayorista de los agentes que no tengan Obligaciones de Energía Firme asignada, las siguientes: 1. Por retiro voluntario del agente, previo cumplimiento de todas sus obligaciones con el mercado mayorista. 2. Por dejar de cumplir sus requisitos como agente del mercado mayorista, definidos en el
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artículo 6o de la presente resolución. 3. Por haber entrado en proceso de liquidación. 4. Por sanción impuesta por la Superintendencia, ante las causas graves que determine la CREG. 5. Por incumplimiento. El Administrador del SIC o cualquiera de las empresas víctimas del incumplimiento de un acto o contrato de energía en la bolsa, puede pedir a la CREG que solicite a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios la intervención de la empresa incumplida. PARÁGRAFO 1o. Si una de las empresas contratantes se encuentra en situación de disolución, deberá, en todo caso, cumplir los contratos a su cargo que sean indispensables para no interrumpir la prestación de los servicios que regulan las Leyes 142 y 143 de 1994 y que estén a su cargo. Al presentarse la causal de disolución, la empresa participante en el mercado mayorista dará aviso a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, a la Nación a través del Ministerio de Minas y Energía, a la CREG y al Administrador del SIC. PARÁGRAFO 2o. Si una de las empresas participantes del mercado mayorista entra en proceso de liquidación, la autoridad competente puede negociar la cesión de sus contratos a otras empresas para que sustituyan a la primera en el cumplimiento de sus obligaciones o en el ejercicio de sus derechos; de lo cual dará aviso al Administrador del SIC para que este registre la cesión de los contratos. En todos los contratos entre los agentes del mercado mayorista que hayan de cumplirse por medio del Administrador del SIC se entiende que cada parte acepta las cesiones de sus derechos que pueda hacer la otra en favor de la Nación. PARÁGRAFO 3o. Cuando, por cualquier causa, una empresa decida que no seguirá participando del mercado mayorista para formar y cumplir actos y contratos con este, dará aviso al Administrador del SIC con cuatro meses de anticipación, por lo menos; y mientras ese período transcurre la empresa seguirá estando sujeta a las normas de la presente resolución, y el Administrador del SIC podrá hacer, por sí mismo, las liquidaciones, y afectar las cuentas o hacer exigibles las garantías que considere del caso. PARÁGRAFO 4o. El retiro de un agente del mercado mayorista, no lo exime de las deudas que tuviese en el mercado mayorista; por lo tanto, el Administrador del SIC debe continuar con la acción de cobro mientras existan deudas por los actos y contratos efectuados por medio de él”. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 1 Num. 1.6.2)
TÍTULO 11 SUBASTA PARA LA ASIGNACION DE OBLIGACIONES DE ENERGIA FIRME (ANEXO 2) ARTÍCULO 3.16.11.1. FUNCIÓN DE DEMANDA DE ENERGÍA. La función de Demanda de Energía que será cubierta mediante las Obligaciones de Energía Firme resultantes de la subasta se definirá de acuerdo con lo establecido en el Reglamento de la Subasta contenido en el Anexo 10 R_CREG_0071_2006 - ANEXO 10*NO EXISTE EL BOOKMARK de
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esta resolución. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 2 Num. 2.1) (Fuente: R CREG 101/07, Art. 6)
ARTÍCULO 3.16.11.2. PASOS DEL PERÍODO DE PRECALIFICACIÓN DE LA SUBASTA. Durante el Período de Precalificación de la Subasta se ejecutarán las actividades definidas en el cronograma de que trata el artículo 3.16.3.1.2R_CREG_0071_2006 - 18*NO EXISTE EL ARCHIVO .RTF de esta resolución. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 2 Num. 2.2) (Fuente: R CREG 101/07, Art. 6)
ARTÍCULO 3.16.11.3. SUBASTA PARA LA ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME. La Asignación de Obligaciones de Energía Firme se llevará a cabo mediante una subasta de reloj descendente de acuerdo con lo establecido en el Reglamento de la Subasta, contenido en el Anexo 10 R_CREG_0071_2006 - ANEXO 10*NO EXISTE EL BOOKMARK de esta resolución. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 2 Num. 2.3) (Fuente: R CREG 101/07, Art. 6)
ARTÍCULO 3.16.11.4. ACTUALIZACIÓN DEL COSTO DEL ENTRANTE. Cuando concluya la Subasta habiéndose cumplido todo el proceso establecido en el numeral 2.3 anterior, el Costo del Entrante (CE) para la siguiente subasta será igual al 70% del CE de la última Subasta, más el 30% del Precio de Cierre de la misma. En caso contrario el CE para la siguiente subasta no será modificado. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 2 Num. 2.4)
TÍTULO 12 CÁLCULO DE LA ENERGÍA FIRME PARA EL CARGO POR CONFIABILIDAD (ANEXO 3)
CAPÍTULO 1 METODOLOGÍA DE CÁLCULO DE LA ENFICC DE UNA PLANTA HIDRÁULICA ARTÍCULO 3.16.12.1.1. METODOLOGÍA DE CÁLCULO DE LA ENFICC DE UNA PLANTA HIDRÁULICA. La Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad (ENFICC) de una planta hidráulica se calculará como se establece a continuación: En cada mes m del período de análisis, se debe cumplir la siguiente ecuación de balance hídrico:
donde:
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em:
Volumen del embalse al final del mes m, expresado en millones de metros cúbicos (Mm3).
am:
Aportes en el mes m, expresado en millones de metros cúbicos (Mm 3).
tm:
Turbinado en el mes m, expresado en millones de metros cúbicos (Mm 3).
vm:
Vertimientos durante el mes m, expresado en millones de metros cúbicos (Mm3).
Para la evaluación de la ENFICC se empleará un modelo computacional que tendrá en cuenta las características y restricciones propias de cada uno de los sistemas hidráulicos, para lo cual se debe considerar: 1. La topología de la planta o grupo de plantas. 2. Los límites del embalse: mínimo técnico y máximo técnico. 3. Restricciones de uso del embalse: curva guía mínima y curva guía máxima. 4. La curva guía inferior de un embalse solamente puede ser afectada para cumplir con los flujos mínimos para acueducto y riego, en aquellos períodos donde no es posible cumplirlos, sin remover esta restricción. 5. Capacidad de turbinamiento máxima y mínima de la planta. 6. Indice de Indisponibilidad Histórica de Salidas Forzadas – IHF 7. Capacidad máxima de bombeo. 8. Capacidad de canales de descarga. 9. La Información Hidrológica Oficial del SIN 10. En el modelo computacional se considerará que: a) Solamente se generará por encima de la ENFICC (Energía Disponible Adicional) de cada período de optimización, en los meses en que el nivel de embalse sea igual o mayor al de la curva guía máxima o el nivel de espera definido por el volumen de espera, en caso de tenerlo; b) Vertimientos solamente se pueden dar cuando se supere el límite máximo del embalse y la máxima capacidad factible de la planta; c) El nivel del volumen del embalse sólo podrá estar por encima de la curva guía máxima o el nivel de espera, si lo tiene la planta, cuando la planta haya alcanzado su capacidad máxima
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de turbinamiento; d) El nivel del volumen del embalse sólo podrá ser menor o igual a la curva guía mínima, si la tiene la planta, cuando la planta este turbinando 0 m 3/s; e) Debe aplicar para: i) la ENFICC de plantas autónomas, las cuales están compuestas por el sistema embalse planta; ii) La ENFICC de varios Embalse-Planta en cadena, en donde se calcula la ENFICC a la primera planta aguas arriba (G1). Para la siguiente planta (G2) se utiliza el mismo modelo considerando como aportes al embalse asociados a esta planta, además de los naturales, el caudal turbinado y/o vertido de la planta aguas arriba obtenido del paso anterior. Así sucesivamente para las plantas de la cadena (Ver Gráfica 1), y iii) la ENFICC de un sistema de varios embalses asociados a una cadena de plantas, en donde se calcula la ENFICC a la primera planta aguas arriba (G1), aplicando la metodología a la cadena de embalses asociados aguas arriba. Para la siguiente planta (G2) se optimiza de forma autónoma considerando como aportes, además de los naturales, optimizando plantas con varios embalses asociados aguas, el caudal turbinado y/o vertido de la planta aguas arriba (Ver Gráfica 2).
Gráfica 1. Tratamiento de plantas autónomas y cadena de plantas.
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Gráfica 2. Tratamiento un sistema de varios embalses asociados a cadena de plantas. La formulación matemática de este modelo será la descrita en el Anexo 9 R_CREG_0071_2006 - ANEXO 9*NO EXISTE EL BOOKMARK de esta resolución. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 3 Num. 3.1) (Fuente: R CREG 079/06, Art. 15)
ARTÍCULO 3.16.12.1.2. HORIZONTE DE ANÁLISIS. Corresponderá a todo el horizonte de la Información Hidrológica Oficial del SIN por planta. Cuando existan diferentes horizontes de información de ríos que aportan a una misma planta, se tomará un horizonte de análisis estandarizado correspondiente a la historia hidrológica más reciente. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 3 Num. 3.1.1) (Fuente: R CREG 079/06, Art. 15)
ARTÍCULO 3.16.12.1.3. PERÍODOS DE OPTIMIZACIÓN. Serán períodos 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 análisis. Existirá un número de períodos de optimización igual al número de años de información del horizonte de análisis estandarizado, descontando los períodos que queden remanentes por efecto de iniciar el primero de mayo y terminar el 30 de abril. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 3 Num. 3.1.2) (Fuente: R CREG 079/06, Art. 15)
ARTÍCULO 3.16.12.1.4. NIVEL INICIAL DEL EMBALSE. Para el primer período de optimización, que inicia el mes de mayo del primer año del horizonte de análisis estandarizado, se tomará un nivel de embalse del 50%. Para los siguientes períodos de optimización se tomará como nivel inicial el nivel final del embalse para el último mes del año inmediatamente anterior, que resulta de la aplicación de la metodología. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 3 Num. 3.1.3) (Fuente: R CREG 079/06, Art. 15)
ARTÍCULO 3.16.12.1.5. CURVA DE DISTRIBUCIÓN DE PROBABILIDAD.
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Con la ENFICC que se obtiene para cada período de optimización, expresada en kilovatios hora día año (kWh-día/año), se construirá una curva de distribución de probabilidad por planta, ordenando los resultados de menor a mayor. El menor valor corresponderá al 100% de probabilidad de ser superado y el mayor valor corresponderá al 0% de probabilidad de ser superado. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 3 Num. 3.1.4) (Fuente: R CREG 079/06, Art. 15)
ARTÍCULO 3.16.12.1.6. CÁLCULO DE LA ENFICC POR PLANTA. A cada planta se le considerarán los siguientes tipos de ENFICC: 1. ENFICC BASE Corresponde a aquella generación que es capaz de entregar la planta en la condición del 100% PSS. 2. ENFICC 95% PSS. Corresponde a aquella generación que es capaz de entregar la planta en la condición del 95% PSS de la curva de distribución de probabilidades. El valor que se asigne corresponderá a la energía calculada para el período más próximo a la condición del 95% PSS. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 3 Num. 3.1.5) (Fuente: R CREG 079/06, Art. 15)
ARTÍCULO 3.16.12.1.7. MODELO DE OPTIMIZACIÓN. La formulación matemática del Modelo de Optimización será la contenida en el Anexo 9 R_CREG_0071_2006 - ANEXO 9*NO EXISTE EL BOOKMARK de esta resolución. El modelo computacional y el manual estará disponible en la página web de la CREG o en el sitio que ella determine mediante circular. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 3 Num. 3.1.6) (Fuente: R CREG 079/06, Art. 15)
ARTÍCULO 3.16.12.1.8. CÁLCULO DE LA ENFICC ANUAL. Para determinar la ENFICC anual se aplicará la siguiente fórmula:
Donde: ED:
ENFICC declarada por el generador expresada en kilovatios hora día (kWh/día)
dm:
Número de días del año.
En el caso de plantas de generación hidráulica, la ENFICC de cada una de las unidades será igual a la ENFICC de la planta dividida entre el número de unidades.
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(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 3 Num. 3.1.7) (Fuente: R CREG 079/06, Art. 15)
CAPÍTULO 2 METODOLOGÍA DE CÁLCULO DE LA ENFICC DE UNA PLANTA O UNIDAD TÉRMICA ARTÍCULO 3.16.12.2.1. METODOLOGÍA DE CÁLCULO DE LA ENFICC DE UNA PLANTA O UNIDAD TÉRMICA. La ENFICC anual de las plantas o unidades térmicas (ENFICC PT) se establecerá de acuerdo con la siguiente fórmula:
Donde: n:
Número de combustibles de los que dispondrá la planta para operar. En caso de que se utilice más de un combustible al mismo tiempo, el valor de n será igual a uno (1).
CENi :
Capacidad Efectiva Neta (MW) con el combustible i o la combinación de combustibles.
β i:
Factor entre 0 y 1 para el combustible i o la combinación de combustibles. Corresponderá al menor valor entre los siguientes índices: 1. Disponibilidad de la Planta (1-IHF), donde IHF será el Indice de Indisponibilidad Histórica de Salidas Forzadas. 2. Indice de Disponibilidad de suministro de combustibles para operación continua (IDS) definido en el numeral 3.2.2. 3. Indice de Disponibilidad de Transporte de gas natural para operación continua (IDT) definido en el numeral 3.2.3. Este índice aplicará propo rcionalmente a la cantidad de gas natural que utilizará la planta y/o unidad de generación térmica para su operación.
hi :
Horas de Operación con el combustible i o la combinación de combustibles. La suma de hi para los n combustibles de los que dispondrá la planta para operar, deberá ser igual al número de horas del primer año del Período de Vigencia de la Obligación.
daño:
Días del primer año del Período de Vigencia de la Obligación.
En el caso de utilizar combustibles en forma alternada los índices asociados al βi se calcularán por cada combustible en la misma forma que se haría para el caso de una planta que utiliza
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un solo combustible. En el caso de utilizar una combinación de combustibles los índices asociados al βi tendrán en cuenta la participación de cada combustible en la combinación. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 3 Num. 3.2) (Fuente: R CREG 079/06, Art. 15)
ARTÍCULO 3.16.12.2.2. INDICE DE INDISPONIBILIDAD HISTÓRICA DE SALIDAS FORZADAS, IHF. Se estima de acuerdo a lo definido en el numeral 3.4. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 3 Num. 3.1.2) (Fuente: R CREG 079/06, Art. 15)
ARTÍCULO 3.16.12.2.3. INDICE DE DISPONIBILIDAD DE SUMINISTRO DE COMBUSTIBLES (IDS). El Indice de Disponibilidad de Suministro de Combustibles (IDS) para operación continua se calculará así:
Donde: n:
Número de combustibles de los que dispondrá la planta para operar al mismo tiempo.
CSi :
Cantidad de energía del combustible i, expresada en MBTU, contratada o que será contratada para suministro en firme del combustible i en el primer año del Período de Vigencia de la Obligación, de conformidad con lo establecido en el Capítulo V de esta resolución.
CR:
Cantidad de energía de respaldo. Considera la energía contratada o que será contratada con otros agentes para respaldar las Obligaciones de Energía Firme en las horas de mantenimiento programado.
IMMi :
En el caso de gas natural, corresponde al mínimo entre uno (1) y el resultado que se obtenga del balance de suministro en firme de gas natural, de que trata el 3.16.5.1.4R_CREG_0071_2006 - 47*NO EXISTE EL ARCHIVO .RTF de esta resolución. Para combustibles distintos de gas, este valor es igual a uno (1).
CAi :
Cantidad de energía almacenada del combustible i, expresada en MBTU, disponible al inicio del primer año del Período de Vigencia de la Obligación,
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de conformidad con lo dispuesto en el Capítulo V de esta resolución. CM:
Cantidad de energía requerida para operar a plena Capacidad Efectiva Neta durante el año de la Obligación de Energía Firme, expresada en MBTU. Se calculará utilizando la siguiente fórmula:
Donde: Heat Ratei : Eficiencia declarada de la planta o unidad de generación térmica con el combustible i, o la combinación de combustibles, expresada en MBTU/MWh. CENi :
Capacidad Efectiva Neta de la planta y/o unidad de generación con el combustible i o la combinación de combustibles, expresada en megavatios (MW).
hi :
Horas de Operación con el combustible i o la combinación de combustibles. Si la planta va a hacer uso de combustibles en forma alternada, la suma de los hi de estos combustibles debe ser igual al número de horas del primer año del Período de Vigencia de la Obligación.
(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 3 Num. 3.2.2) (Fuente: R CREG 079/06, Art. 15)
ARTÍCULO 3.16.12.2.4. INDICE DE DISPONIBILIDAD COMBUSTIBLE PARA OPERACIÓN CONTINUA (IDT).
DE
TRANSPORTE
DE
Plantas o Unidades de Generación Térmica a gas natural El Indice de Disponibilidad de Transporte de combustible (IDT) para operación continua de plantas o unidades térmicas a gas natural, se calculará mediante la siguiente fórmula:
donde: CT:
Cantidad de energía, expresada en MBTU, asociada al transporte de gas natural contratado o que será contratado en firme para el primer año del Período de Vigencia de la Obligación, de conformidad con lo establecido en el Capítulo V de esta resolución.
TCR:
Indice de Disponibilidad de transporte de gas natural evaluada por la CREG.
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CM:
Cantidad anual de energía, expresada en MBTU, que debe ser transportada para operar a plena Capacidad Efectiva Neta durante el año de la Obligación de Energía Firme
CR:
Cantidad de energía de respaldo expresada en MBTU. Considera Declaraciones de Respaldo o la energía contratada o que será contratada con otros agentes para respaldar las Obligaciones de Energía Firme en las horas de mantenimiento programado.
En el caso de plantas o unidades de generación que se encuentren ubicadas en boca de pozo o que no requieran de transporte, se considerará un IDT igual a uno (1). Plantas o Unidades de Generación Térmicas con capacidad de operar con más de un combustible Para plantas o unidades de generación térmica con capacidad de operar con más de un combustibles, el Indice de Disponibilidad de Transporte de combustible (IDT) para operación continua se calculará empleando la siguiente fórmula:
donde: IDTgas:
Indice de Disponibilidad de Transporte de gas. El IDT para combustibles diferentes a gas natural será igual a 1.
IMMgas:
En el caso de gas natural, corresponderá al mínimo entre uno (1) y el resultado que se obtenga del balance de suministro en firme de gas natural, de que trata el artículo 3.16.5.1.4R_CREG_0071_2006 - 47* de esta resolución.
IMM i :
En el caso de gas natural, corresponderá al mínimo entre uno (1) y el resultado que se obtenga del balance de suministro en firme de gas natural, de que trata el artículo 3.16.5.1.4R_CREG_0071_2006 - 47* de esta resolución. Para combustibles distintos de gas natural, este valor será igual a uno (1).
CTgas:
Cantidad de energía, expresada en MBTU, asociada al transporte de gas natural contratado o que será contratado en firme para el primer año del Período de Vigencia de la Obligación, de conformidad con lo establecido en el Capítulo V de esta resolución. El valor de esta
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variable será el menor entre la declarada por el agente y la disponibilidad de transporte de gas evaluada por la CREG. CSi :
Cantidad de energía del combustible i, expresada en MBTU, contratada o que será contratada para suministro en firme del combustible i en el primer año del Período de Vigencia de la Obligación, de conformidad con lo establecido en el Capítulo V de esta resolución.
CSgas:
Cantidad de energía procedente del gas natural, expresada en MBTU, que podrá ser suministrada en firme para el primer año del Período de Vigencia de la Obligación de Energía Firme de conformidad con lo establecido en el Capítulo V de esta resolución.
Para las plantas o unidades de generación térmica de los agentes que aspiren se les asignen Obligaciones de Energía Firme en la Subasta o en el mecanismo de asignación que haga sus veces, la construcción de los índices señalados en los artículos 3.16.12.2.4 R_CREG_0071_2006 ANEXO 3.3.2.3*NO EXISTE EL BOOKMARK y 3.2.4 de este Anexo tendrá en cuenta la información de los documentos que adjunten los representantes comerciales de la planta, en donde exista el compromiso de entrega de los combustibles durante el Período de Vigencia de la Obligación de conformidad con lo establecido en el Cap ítulo V de esta resolución. En el caso de plantas de generación térmica, la ENFICC de cada una de las unidades será igual a la ENFICC de la planta dividida entre el número de unidades. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 3 Num. 3.2.3) (Fuente: R CREG 096/06, Art. 7A) (Fuente: R CREG 079/06, Art. 15)
CAPÍTULO 3 METODOLOGÍA DE CÁLCULO DE LA ENFICC DE UNA PLANTA NO DESPACHADA CENTRALMENTE ARTÍCULO 3.16.12.3.1. METODOLOGÍA DE CÁLCULO DE LA ENFICC DE UNA PLANTA NO DESPACHADA CENTRALMENTE. La ENFICC de las Plantas no Despachadas Centralmente (ENFICCPNDC) se establecerá de acuerdo con la siguiente fórmula:
Donde: CEN:
Capacidad Efectiva Neta (MW)
d: Disponibilidad de la Planta. El valor de esta variable será declarado por el agente, de no hacerlo se empleará un valor igual al 35%. haño: Horas del primer año del Período de Vigencia de la Obligación
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daño: Días del primer año del Período de Vigencia de la Obligación. El 35% que se asumirá para plantas que no declaran disponibilidad podrá ser modificado si el propietario de la planta o el agente que la represente comercialmente sustenta con cifras demostrables un nuevo valor. La CREG podrá solicitar auditoría del cálculo de estos parámetros. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 3 Num. 3.3)
CAPÍTULO 4 ÍNDICE DE INDISPONIBILIDAD HISTÓRICA DE SALIDAS FORZADAS, IHF ARTÍCULO 3.16.12.4.1. CÁLCULO INDICE DE INDISPONIBILIDAD HISTÓRICA DE SALIDAS FORZADAS, IHF. Los IHF se determinarán empleando la siguiente fórmula:
Donde: IHF: Indisponibilidad histórica Forzada HI: Horas de indisponibilidad forzada sin considerar horas de mantenimiento programado. HO: Horas de operación o en línea. HD: Horas equivalentes de indisponibilidad por derrateos, sin considerar mantenimientos programados, calculadas como:
Donde: CEN: HID: H: CDeh:
Capacidad efectiva neta de la unidad o planta Horas fuera de operación o fuera de línea Constante de conversión de unidades (1 hora) Capacidad disponible equivalente durante la hora h, la cual aplica para el cálculo de HI y HD.
Donde:
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CDh : CCRi,d,m :
Capacidad disponible durante la hora h Compras en contratos de respaldo o en declaraciones de respaldo para la planta o unidad de generación i vigentes el día d del mes m. ODEFRi,d,m: Obligación Diaria de Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i en el día d del mes m, expresada en kilovatios-hora (kWh). De las variables HI y HD se podrán descontar las horas de mantenimiento programado, siempre y cuando se presenten las siguientes condiciones: i) hayan sido respaldadas con los anillos de seguridad, registrados previamente ante el ASIC y ii) el acumulado, Cmtt C, de los anillos de seguridad, no sea mayor que CmttP. Los valores CmttC y CmttP, serán calculados según las siguientes expresiones:
Donde: CmttC:
Cantidad acumulada en compras en anillos de seguridad para la planta o unidad de generación en MWh. Cmsd,m: Cantidad de compras en anillos de seguridad para la planta o unidad de generación en MWh para el día d del mes m. n: Número de días acumulados del año iniciando en octubre 1 del año t hasta septiembre 30 del año t+1.
Donde: CmttP: CEN: da: hd:
Cantidad máxima de compras en anillos de seguridad en MWh a aplicar en el cálculo del IHF. Capacidad Efectiva Neta en MW. días del año se toma desde octubre 1 del año t hasta septiembre 30 del año t+1. horas del día.
: variable que toma un valor de 20% para plantas operando con gas o combustibles líquidos, 30% cuando es carbón u otro combustible diferente a los nombrados específicamente y 15% cuando es hidráulica. Para plantas con información de operación insuficiente, los valores anteriores se multiplican por 5/12.
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En caso de que la planta haya hecho uso de la cesión de OEF para plantas existentes de que trata el Capítulo 3.16.8.7, la variable para plantas operando con cualquier tipo de combustible se calcula de la siguiente forma:
Donde: NDC:
NDP:
n: DPmsd:
Número de días con mantenimiento programado del periodo comprendido entre octubre 1o del año t hasta septiembre 30 del año t+1 cubiertos con cesión de OEF. Número de días del periodo comprendido entre octubre 1o del año t hasta septiembre 30 del año t+1”.
Número de días acumulados del año iniciando en octubre del año t hasta septiembre 30 del año t+1. Declaraciones de respaldo diaria de que trata el artículo 1o de la presente resolución.
El mantenimiento se tendrá por respaldado a partir del momento en que el agente registre ante el ASIC un contrato con un anillo de seguridad que deberá contener la información exigida en la regulación. Durante el Período de Transición los valores de las variables HI y HD serán calculados por los agentes con los eventos de generación registrados en los sistemas de información del CND. Las variables CmttC y CmttP se aplican para el cálculo del IHF que consideren información que inicie a partir del 1o de octubre de 2010. Indisponibilidad Histórica Forzada para Plantas y/o Unidades de Generación con Información de Operación Insuficiente. El IHF de las Plantas y/o Unidades de Generación con Información de Operación Insuficiente se calculará con la información correspondiente a las estaciones de verano de los tres (3) últimos años de operación. Indisponibilidad Histórica Forzada para Plantas y/o Unidades de Generación con Información Reciente El IHF de las Plantas y/o Unidades de Generación con Información Reciente se determinará de acuerdo con su tiempo de operación, con base en siguiente tabla: Tipo de tecnología
1er. año
2o año
3er. año
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Gas y Combustibles Líquidos
(1ª columna) 0.2
Carbón y otros 0.3 combustibles no incluidos en los casos anteriores Hidráulicas 0.15
(2a columna)
(3a columna)
El menor valor entre El índice histórico 0.15 y el índice histórico del segundo año del primer año completo completo de de operación operación El menor valor entre 0.2 El índice histórico y el índice histórico del del segundo año primer año completo de completo de operación operación El menor valor entre 0.1 El índice histórico y el índice histórico del del segundo año primer año completo de completo de operación operación
a) Si una unidad aún no ha entrado en operación pero se considera en el horizonte de análisis, o se encuentra en operación desde hace menos de doce (12) meses, se utilizarán los siguientes IHF: -- Para el primer año de operación de la unidad, el valor que aparece en la primera columna; -- Para el segundo año de operación de la unidad en adelante, los valores de 0.15 para unidades térmicas a gas y combustibles líquidos, 0.2 para unidades térmicas a carbón y otros combustibles no contemplados en los casos anteriores y 0.1 para unidades hidráulicas; b) Si una unidad es calificada como especial o nueva, se utilizarán los siguientes IHF: -- Para el primer año de operación de la unidad, el valor que aparece en la primera columna de la tabla anterior; -- Para el segundo año de operación de la unidad en adelante, el valor será de 0.05. Cuando la unidad entre en operación, el IHF se actualizará de acuerdo con la tabla según se cumplan los años de operación; c) Para el cálculo de la ENFICC, el generador podrá declarar un IHF menor, y superior a 0.05, siempre y cuando aporte las garantías correspondientes a la diferencia de la ENFICC entre su declaración y la que resultaría de considerar el IHF calculado con base en la información histórica, d) Si una unidad se encuentra en operación desde hace más de doce (12) meses, pero su operación no ha completado veinticuatro (24) meses, se utilizarán para todo el horizonte, desde la entrada en operación de la unidad, los índices resultantes de la segunda columna; e) Si una unidad se encuentra en operación desde hace más de veinticuatro (24) meses, pero su operación no ha completado treinta y seis (36) meses, y tiene información suficiente, se utilizarán para todo el horizonte, desde la entrada en operación de la unidad, los índices resultantes de la tercera columna;
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f) Si una unidad se encuentra en operación desde hace más de veinticuatro (24) meses, pero su operación no ha completado treinta y seis (36) meses y tiene información insuficiente, el índice se calculará con la información correspondiente a las estaciones de verano involucradas en el período considerado. En el cálculo de los IHF para todo tipo de plantas y/o unidades de generación, no se incluirán: 1. Los eventos relacionados con el STN y/o STR que afecten el índice. 2. Los eventos resultantes de una declaración de racionamiento programado por parte del Ministerio de Minas y Energía en los términos del Decreto 880 de 2007, o aquel que lo modifique o sustituya, en virtud del cual se señalan los sectores de consumo más prioritarios. Para efectos de excluir del cálculo de los IHF los eventos relacionados con la declaración de racionamiento programado, el generador debe cumplir con las siguientes disposiciones: i) Tener celebrados contratos firmes de suministro y transporte de gas natural; ii) En la respectiva hora no tener previamente programados mantenimientos; iii) Destinar el gas contratado al sector prioritario definido por el Ministerio de Minas y Energía; iv) Para este efecto el transportador y el productor de gas reportarán al CND y al ASIC, inmediatamente termine el ciclo de nominación vigente en gas, la cantidad de energía nominada por cada generador térmico a gas con destino al sector prioritario definido por el Ministerio de Minas y Energía. 3. En el cálculo del IHF de las plantas o unidades de generación térmica a gas natural que declaren, para el Período de Vigencia de la Obligación, la operación continua con un combustible diferente a gas natural, o la infraestructura y el combustible alterno para respaldar la operación con gas natural, se excluirán los siguientes eventos: i) Los relacionados con el STN y/o STR que afecten el índice, y ii) Los relacionados con indisponibilidad de gas natural. Para tal efecto, el generador deberá suscribir una garantía que cubra el diferencial de energía asociado al cambio en el IHF. Esta garantía deberá cumplir con lo dispuesto en el Capítulo VIII de esta resolución y deberá ser remitida a la CREG a más tardar el 25 de noviembre del año en el que inicia el Período de Vigencia de la Obligación. La planta o unidad térmica que va a utilizar o respaldar la operación continua con combustible diferente a gas natural, deberá aprobar una prueba de generación con este combustible efectuada de acuerdo con lo establecido en el Capítulo 3.2.12.3, o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan. Esta prueba deberá realizarse dentro de los primeros dos (2) meses del Período de Vigencia de la Obligación y su éxito será declarado por el agente al CND siempre y cuando una firma auditora reconocida, contratada por el generador, certifique que la generación durante la prueba se efectuó con el combustible diferente a gas natural.
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Si la prueba es calificada como no exitosa, el generador deberá suscribir un Contrato de Respaldo suficiente para cubrir el diferencial de energía asociado al cambio en el IHF, vigente hasta que se efectúe una prueba exitosa. En caso contrario se hará efectiva la garantía. Si esta planta o unidad térmica retorna a la utilización de gas natural, para una nueva asignación de Obligaciones de Energía Firme se aplicarán los numerales 1 y 2 anteriores. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 3 Num. 3.4.1) (Fuente: R CREG 114/14, Art. 5) (Fuente: R CREG 081/14, Art. 3) (Fuente: R CREG 153/11, Art. 1) (Fuente: R CREG 148/10, Art. 7) (Fuente: R CREG 063/10, Art. 20) (Fuente: R CREG 085/07, Art. 4) (Fuente: R CREG 096/06, Art. 7B) (Fuente: R CREG 079/06, Art. 15)
ARTÍCULO 3.16.12.4.2. DECLARACIÓN DE LOS INDICES DE INDISPONIBILIDAD HISTÓRICA FORZADA. Para efectos de calcular la ENFICC de una planta o unidad de generación utilizando un IHF menor al resultante de aplicar la metodología establecida en la presente resolución, sin que este IHF sea inferior a 0.05, el agente deberá: 1. Aportar las garantías que sean requeridas en la presente resolución para respaldar la Obligación de Energía Firme asociada a la mejora del IHF. 2. Entregar a la CREG en la fecha establecida para la declaración de ENFICC de conformidad con la regulación vigente, un cronograma de mejora trimestral del valor del IHF. 3. Cumplir con el cronograma trimestral de mejora con anterioridad al inicio del Período de Vigencia de la Obligación. Este cronograma deberá distribuirse de tal manera que en el 50% del período declarado para la mejora, la reducción del IHF sea, al menos, del 50% de la mejora total declarada. Durante el período establecido en el cronograma de mejora, el CND realizará trimestralmente una verificación del valor del IHF de la planta o unidad de generación calculándolo de conformidad con la regulación vigente. Cuando el IHF calculado por el CND sea mayor que el establecido en el cronograma de mejora, el agente está incumpliendo el cronograma. La verificación de que el agente ha incumplido el cronograma durante dos evaluaciones consecutivas o no ha obtenido al menos el 50% de la reducción total declarada del IHF en el 50% del período declarado para la mejora, implica la terminación de la Obligación de Energía Firme asociada a la mejora del IHF y el ASIC procederá a hacer efectivas las garantías constituidas para cubrir este evento. PARÁGRAFO. Para efectos del cálculo del IHF, el CND deberá considerar los eventos de generación registrados en sus sistemas de información para los últimos treinta y seis (36) meses de operación o los que correspondan de conformidad con la regulación vigente. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 3 Num. 3.4.2) (Fuente: R CREG 061/07, Art. 18) (Fuente: R CREG 079/06, Art. 15)
CAPÍTULO 5 POR LA CUAL SE ADICIONAN Y MODIFICAN ALGUNAS DISPOSICIONES DE LA RESOLUCIÓN CREG-071 DE 2006
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ARTÍCULO 3.16.12.5.1. REGISTRO ANTE EL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA DE ADICIONES O VARIACIONES EN LA CAPACIDAD EFECTIVA NETA. Los agentes generadores que, como resultado de adicionar capacidad a sus plantas o unidades de generación, obtengan una Capacidad Efectiva Neta superior a la declarada para la determinación de la ENFICC, podrán registrarla ante el ASIC de conformidad con la regulación vigente. Los agentes generadores con plantas o unidades de generación térmica que, como resultado de la sustitución de gas natural, presenten variaciones en su Capacidad Efectiva Neta podrán registrarlas ante el ASIC de conformidad con la regulación vigente. En este caso, la Capacidad Efectiva Neta a ser considerada por parte del ASIC será la que corresponda al combustible utilizado por el generador, para lo cual este deberá reportar, dentro de los plazos establecidos en la regulación vigente, el combustible utilizado durante cada una de las horas de operación. La Capacidad Efectiva Neta también podrá incrementarse como consecuencia de la aproximación a números enteros efectuada por el CND para el despacho. (Fuente: R CREG 096/06, Art. 12)
CAPÍTULO 6 POR EL CUAL SE DEFINE LA METODOLOGÍA PARA DETERMINAR LA ENERGÍA FIRME DE PLANTAS EÓLICAS ARTÍCULO 3.16.12.6.1. ENERGÍA DISPONIBLE ADICIONAL. La Energía Disponible Adicional de Plantas Eólicas será la energía que excede la ENFICC declarada por el generador, calculada para cada uno de los meses del período que definió la ENFICC, como resultado del procedimiento definido en el numeral 2 del artículo 3.16.12.6.1. (Fuente: R CREG 061/15, Art. 3)
ARTÍCULO 3.16.12.6.2. VERIFICACIÓN DE PARÁMETROS PLANTAS EÓLICAS. Los mecanismos de verificación de la información de parámetros para la estimación de la ENFICC de Plantas Eólicas serán los siguientes: i. Para la Capacidad Efectiva Neta y Factores de Conversión, el dictamen técnico deberá ser claro y sin ambigüedades al indicar los procedimientos para su medición y verificación. ii. Para el caso de IHF se aplicará el mismo procedimiento de IHF Plantas Hidráulicas. iii. Para el caso de la serie histórica de velocidades de viento, el Rango de Operación de la curva de diseño potencia - velocidad de viento de una planta eólica y sus respectivos límites definidos por una velocidad de viento mínima y máxima; el Consejo Nacional de Operación, CNO, diseñará un protocolo para su verificación y medición, en el término de tres meses a partir de la vigencia de esta resolución. (Fuente: R CREG 148/11, Art. 3) (Fuente: R CREG 061/15, Art. 5)
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CAPÍTULO 7 POR EL CUAL SE DEFINE LA METODOLOGÍA PARA DETERMINAR LA ENERGÍA FIRME DE PLANTAS GEOTÉRMICAS
SECCIÓN 1 DISPOSICIONES GENERALES (descripción no original) ARTÍCULO 3.16.12.7.1.1. ENERGÍA FIRME PARA EL CARGO POR CONFIABILIDAD (ENFICC) DE PLANTAS GEOTÉRMICAS. La Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad de Plantas Geotérmicas despachadas centralmente se determinará así: Para el cálculo de la ENFICC de Plantas Geotérmicas se aplicará la siguiente metodología: a) Estimar la energía de una Planta Geotérmica de acuerdo con la siguiente ecuación: ENG[kWh] = PONED x FREC x (1 - IHF) donde:
ENG: PONED: FREC: IHF:
Energía generada de una Planta Geotérmica [kWh] Potencia neta específica de diseño [kWh/kg/s] Flujo del recurso geotérmico [kg/s] Indisponibilidad Histórica Forzada.
El componente PONED tiene una forma de cálculo distinta según la temperatura del recurso y el tipo de planta geotérmica. A continuación la ecuación del modelo general:
donde:
TR: TA:
Temperatura del Recurso geotérmico en el reservorio [oC] Temperatura ambiente [oC]
Los valores
,
, , ,
,
para se presentan en la siguiente tabla:
Tipo de planta geotérmica/TR Binaria 0.0034 90oC
-0.0025
-0.0094
-0.2
0.8
-2.2
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Flash 140oC
-0.0028
-0.00085
-0.0041
1.7
0.13
-174.4
0.0021
-0.00022
-0.0051
0.011
0.3
-27.8
0.0025
0.0033
-0.0065
-0.084
0.5
-27.8
Para el cálculo de la ENFICC de Plantas Geotérmicas se debe contar con una serie histórica horaria de Temperatura Ambiente, TA, igual o mayor a diez (10) años, medida en el sitio de la planta. Para el cálculo de la ENFICC de Plantas Geotérmicas se deben declarar como parámetros de diseño las componentes TR y FREC. El cálculo del IHF se hará de acuerdo con la regulación vigente para plantas térmicas. b) Con los parámetros de diseño y la serie histórica horaria de Temperatura Ambiente, se calcula la energía horaria, ENG; c) Se obtiene una serie mensual de energía ENG agregando las ENG horaria de la serie histórica; d) Para cada uno de los meses se obtiene el promedio diario del mes; e) Para cada año de la serie histórica se calculará el mínimo valor de la ENG mensual del año en kWh/día; f) A cada planta se le considerarán los siguientes tipos de ENFICC basado en el resultado del procedimiento anterior: -- ENFICC BASE: Corresponde a aquella generación que es capaz de entregar la planta en la condición del 100% de probabilidad de ser superada, PSS. -- ENFICC 95% PSS: Corresponde a aquella generación que es capaz de entregar la planta en la condición del 95% PSS de la curva de distribución de probabilidades. El valor que se asigne corresponderá a la energía calculada para el periodo más próximo a la condición del 95% PSS. PARÁGRAFO 1o. El agente generador podrá declarar una ENFICC superior a la ENFICC Base e inferior a la ENFICC 95% PSS, siempre y cuando respalde la diferencia entre la ENFICC declarada y la ENFICC Base, con una garantía de conformidad con lo establecido en la Parte 3.16. PARÁGRAFO 2o. Si el generador declara una ENFICC superior a la asociada al 95% PSS, se utilizará la ENFICC Base.
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PARÁGRAFO 3o. En caso de no contar con las suficientes medidas de temperatura ambiente en el sitio de la planta, el agente deberá contratar un dictamen técnico para desarrollar una estimación de las series históricas de las temperaturas ambiente, partiendo de mediciones propias y de series de temperatura ambiente históricas horarias certificadas por el Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales de Colombia (Ideam). Las series de temperatura ambiente estimadas deberán tener características estadísticas equivalentes respecto a las mediciones de temperatura ambiente en el sitio de la planta. El dictamen técnico será contratado por el agente generador interesado, cumpliendo lo dispuesto en la Sección 3.16.12.7.2 de esta Resolución. Este dictamen será realizado por una persona natural o jurídica de acuerdo con una lista autorizada por el Consejo Nacional de Operación (CNO). Los resultados del dictamen técnico deberán ser aprobados por el CNO. (Fuente: R CREG 132/14, Art. 1)
ARTÍCULO 3.16.12.7.1.2. ENERGÍA DISPONIBLE ADICIONAL. La Energía Disponible Adicional de Plantas Geotérmicas será la energía que excede la ENFICC declarada por el generador, calculada para cada uno de los meses del periodo que definió la ENFICC, como resultado del procedimiento del artículo 3.16.12.7.1.1 de esta resolución. (Fuente: R CREG 132/14, Art. 3)
ARTÍCULO 3.16.12.7.1.3. VERIFICACIÓN DE SERIES DE TEMPERATURA AMBIENTE Y PARÁMETROS DE DISEÑO TR Y FREC. El Consejo Nacional de Operación, CNO, deberá expedir el protocolo para la verificación de las series de temperatura ambiente y la declaración de los parámetros de diseño TR y FREC. (Fuente: R CREG 132/14, Art. 5)
SECCIÓN 2 REQUISITOS MÍNIMOS PARA LA CONTRATACIÓN DEL DICTAMEN TÉCNICO (ANEXO) ARTÍCULO 3.16.12.7.2.1. REQUISITOS MÍNIMOS PARA LA CONTRATACIÓN DEL DICTAMEN TÉCNICO (ANEXO). Para la definición de los términos de referencia de la contratación del dictamen técnico, el agente observará como mínimo las siguientes pautas: -- El dictamen técnico deberá ser un concepto especializado de una persona natural o jurídica el cual consistirá en el desarrollo de una estimación de las series de temperatura ambiente para cumplir lo dispuesto en el artículo 3.16.12.7.1.1 de esta resolución, en caso de contar con las series de temperatura ambiente completas en el sitio de la planta. El criterio para dicha estimación estará basado en lo dispuesto en el parágrafo 3o del artículo 3.16.12.7.1.1 de esta resolución. -- El contratista será elegido mediante un proceso de selección objetiva. -- Se deberá entregar un informe final del dictamen técnico donde se explique y relacionen
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todos los estudios, métodos y análisis estadísticos que sirvieron de base para el dictamen. -- Las pruebas que se requieran se realizarán siguiendo, normas nacionales o internacionales. -- Previo a la entrega del informe final, el contratista validará sus conclusiones con el agente contratante, dando acceso a las memorias de cálculo y permitiéndoles contradecir el informe y formular solicitudes de complementación o aclaración que se resolverán en el informe final. -- El informe final del dictamen técnico debe ser entregado a la CREG. (Fuente: R CREG 132/14, ANEXO)
CAPÍTULO 8 POR LA CUAL SE DEFINE LA METODOLOGÍA PARA DETERMINAR LA ENERGÍA FIRME PARA EL CARGO POR CONFIABILIDAD, ENFICC, DE PLANTAS SOLARES FOTOVOLTAICAS
SECCIÓN 1 DISPOSICIONES GENERALES (descripción no original) ARTÍCULO 3.16.12.8.1.1. ENERGÍA FIRME PARA EL CARGO POR CONFIABILIDAD, ENFICC, DE LAS PLANTAS SOLARES FOTOVOLTAICAS. La Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad de plantas despachadas centralmente que produzcan energía eléctrica con paneles solares fotovoltaicos se determinará así: Para el cálculo de la ENFICC de plantas solares fotovoltaicas, que tengan información de irradiación horizontal y temperatura ambiente, se deberá contar con una serie histórica igual o mayor a diez (10) años. Los datos de irradiación horizontal y temperatura ambiente deberán tener registros horarios. Se aplicará la siguiente metodología: 1. Estimar la energía de una planta solar fotovoltaica de acuerdo con la siguiente ecuación:
Donde: Energía generada en el mes m del año t, en kWh/mes Irradiancia en condiciones constantes. ISTC=1kW/m2 Constante por pérdidas de un sistema solar fotovoltaico. Kc = 0,9139 Constante de inclinación a elegir de acuerdo con el tipo de tecnología de estructura de soporte. Vm,t(TAm,t) Valor por pérdidas debidas a temperatura ambiente según el tipo de módulo fotovoltaico utilizado para el mes m del año t. Promedio de temperatura ambiente para cada mes m del año t, en oC TAm,t Irradiación horizontal agregada en el mes m del año t. [kWh-mes/m2]. GHIm,t ENm,t ISTC Kc Kinc
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IHF POTdc
Indisponibilidad Histórica Forzada. Potencia del conjunto de módulos fotovoltaicos. [kW pico].
Para el cálculo de la energía generada por hora en un mes, ENm,t, solo se tendrán en cuenta los datos de irradiación horizontal y de temperatura ambiente para aquellas horas del día en las cuales se tengan datos de irradiación horizontal diferente a cero. Los valores correspondientes a constante Kinc se presentan a continuación, de acuerdo con la tecnología de estructura de soporte: Tecnología de estructura de soporte Estructura fija orientada al SUR e inclinada en su grado óptimo. Estructura de seguidor a un eje horizontal Norte-Sur y rotación Este- Oeste con retro seguimiento. Estructura de seguidor a un eje inclinado Norte-Sur y rotación Este- Oeste con retro seguimiento. Estructura de seguidor a dos ejes sin retro seguimiento.
Kinc 0,9620 1,1861 1,1958 1,2530
2. La ecuación correspondiente a las pérdidas por temperatura ambiente, Vm,t(TAm,t), es como sigue:
Los valores correspondientes a las constantes para a, b, c y d de Vm,t(TAm,t) se presentan a continuación, de acuerdo con la tecnología y el diseño: Tipo módulo y estructura a Fija – cSi 3,80E-05 Fija – TF 2,60E-05 1Eje - cSi Plano 1,10E-05 1Eje - cSi Inclinado 1,10E-05 1Eje - TF Plano -1,30E-05 1Eje - TF Inclinado -1,30E-05 2Ejes - cSi 3,70E-06
b -0,0024 -0,0017 -0,0007 -0,0007 0,0007 0,00074 -0,0002
c 0,05224 0,0373 0,0185 0,0185 -0,0092 -0,0092 0,01032
d -0,3121 -0,2126 -0,1157 -0,1157 0,0501 0,05011 -0,0615
El Consejo Nacional de Operación (CNO) establecerá protocolos para verificar, actualizar e informar a la Comisión cambios que puedan presentar las constantes de la ecuación correspondiente a las pérdidas por temperatura ambiente, una vez la planta entre en operación. 3. El cálculo del IHF se hará de acuerdo con la regulación vigente para plantas hidráulicas. 4. Se calcula la Energía En en kWh/día de acuerdo con la siguiente ecuación:
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Donde: En ENm,t Díasm
Energía diaria del enésimo dato en, kWh/día Valor de energía del mes m del año t de la serie histórica, correspondiente al procedimiento definido en el numeral 1 de este artículo. Número de días del mes m.
5. Con los valores de Energía En para toda la serie histórica, correspondiente al procedimiento definido en el literal anterior, se construye una curva de distribución de probabilidad ordenando los resultados de menor a mayor. El menor valor corresponderá al 100% de probabilidad de ser superado, PSS, y el mayor valor corresponderá al 0% de PSS. 6. Calcular la ENFICC para la planta. 6.1 ENFICC BASE: Corresponde a aquella generación que es capaz de entregar la planta en la condición del 100% de probabilidad de ser superada, PSS, de acuerdo con la distribución de probabilidad del numeral 5 de este artículo. 6.2 ENFICC 95% PSS: Corresponde a aquella generación que es capaz de entregar la planta en la condición del 95% PSS de la curva de distribución de probabilidad del numeral 5 de este artículo. El valor que se asigne corresponderá a la energía calculada para el período más próximo a la condición del 95% PSS. La ENFICC calculada en el literal anterior será afectada por el factor de uso de medidas reales de irradiación y degradación en el sitio o fuera del sitio de ubicación de la planta, como se presenta a continuación:
Donde: ENFICCt
ENFICCBASEv95%PSS
Kmed,t
ENFICC (kWh/día) base o 95% PSS para cada año t según el caso, del numeral 6.1 o del numeral 6.2 de este artículo respectivamente. ENFICC en kWh/día. Se tomará el valor base o el del 95%PSS según el caso, del numeral 6.1 o del numeral 6.2 de este artículo respectivamente. Factor por uso de medidas reales de irradiación y degradación en el sitio o fuera del sitio de ubicación de la planta. El factor Kmed,t será el dato que corresponda al año t según la tabla del Anexo 1 de esta resolución.
PARÁGRAFO 1o. El agente generador podrá declarar una ENFICC superior a la ENFICC Base e inferior a la ENFICC 95% PSS, siempre y cuando respalde la diferencia entre la ENFICC declarada y la ENFICC Base, con alguna de las siguientes dos opciones:
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1. Con una garantía de conformidad con lo establecido en el Título 8.3.1, del cual se adoptó el Reglamento de Garantías del Cargo por Confiabilidad en el Título 8.4.2. Esta garantía le aplicará a la planta solar fotovoltaica de acuerdo con la regulación vigente para plantas hidráulicas. Conforme el artículo 8.4.2.6.3 del Reglamento de Garantías para el Cargo por Confiabilidad del Título 8.4.2 se considerará como eventos de incumplimiento, los siguientes: 1.1. Cuando resulte que la planta tuvo una generación inferior a la ENFICC 95% PSS, en tres (3) días consecutivos, durante condiciones críticas dentro del Período de Vigencia de la Obligación. 1.2. Cuando el agente generador o la persona jurídica interesada no acredite ante la CREG el ajuste o reposición las garantías conforme a lo establecido en el Capítulo 8.4.2.6 y en el artículo 8.4.2.9.5R_CREG_0061_2007 - 35A*NO EXISTE EL ARCHIVO .RTF del Reglamento de Garantías del Título 8.4.2. 2. Con contratos de energía firme de otro agente generador, los cuales deberán cubrir esta obligación con un horizonte de un año y deberán ser registrados ante el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC. PARÁGRAFO 2o. Si el generador declara una ENFICC superior a la asociada al 95% PSS, se utilizará la ENFICC Base. PARÁGRAFO 3o. El agente generador que representa la planta solar fotovoltaica deberá presentar un dictamen técnico de las medidas de irradiación horizontal y temperatura ambiente. El dictamen técnico será contratado por el agente generador interesado, cumpliendo lo dispuesto en la Sección 3.16.12.8.3R_CREG_0243_2016 - ANEXO 2*NO EXISTE EL BOOKMARK de esta resolución. Este dictamen será realizado por una persona natural o jurídica de acuerdo con una lista autorizada por el Consejo Nacional de Operación, CNO. Los resultados del dictamen técnico deberán ser aprobados por el CNO. (Fuente: R CREG 243/16, Art. 1)
ARTÍCULO 3.16.12.8.1.2. ENERGÍA DISPONIBLE ADICIONAL. La Energía Disponible Adicional, EDA, de Plantas solares fotovoltaicas será la energía que excede la ENFICC declarada por el generador, calculada para cada uno de los meses del período que definió la ENFICC, como resultado del procedimiento del artículo 3.16.12.8.1.1 de esta resolución. (Fuente: R CREG 243/16, Art. 2)
ARTÍCULO 3.16.12.8.1.3. VERIFICACIÓN DE PARÁMETROS PLANTAS SOLARES FOTOVOLTAICAS. Los mecanismos de verificación de los parámetros para la estimación de la ENFICC de plantas solares fotovoltaicas serán los siguientes:
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1. Para la Capacidad Efectiva Neta y las constantes de la ecuación correspondiente a las pérdidas por temperatura ambiente, definidas en el numeral 1 del artículo 3.16.12.8.1.1 de esta resolución, el dictamen técnico deberá ser claro y sin ambigüedades al indicar los procedimientos para su medición y verificación. 2. Para el caso de IHF se aplicará el mismo procedimiento de IHF de acuerdo con la regulación vigente para plantas hidráulicas definido en el Capítulo 3.16.12.4. 3. Para el caso de la serie histórica de irradiación solar horizontal y temperatura ambiente, el Consejo Nacional de Operación, CNO, diseñará un protocolo para su verificación y medición, en el término de tres meses a partir de la vigencia de esta resolución de acuerdo con el Dictamen Técnico definido en la Sección 3.16.12.8.3 de esta resolución. 4. La CREG publicará mediante Circular el modelo al cual se le ingresarán los parámetros declarados por el agente para estimar la ENFICC, una vez estos hayan sido verificados de acuerdo con los numerales anteriores. Modelo que dará como resultado la ENFICC y la EDA a ser utilizadas por el CND para la respectiva verificación (Fuente: R CREG 243/16, Art. 4)
SECCIÓN 2 VALORES DEL FACTOR DE DEGRADACIÓN (ANEXO 1) ARTÍCULO 3.16.12.8.2.1. VALORES DEL FACTOR DE DEGRADACIÓN (ANEXO 1). Estos serán los valores del factor de degradación Kmed,t a utilizar según lo dispuesto en el artículo 3.16.12.8.1.1 de esta resolución, de acuerdo con datos tomados en sitio o fuera del sitio de la ubicación de la planta: Años t t=1 t=2 t=3 t=4 t=5 t=6 t=7 t=8 t=9 t=10 t=11 Años t t=12 t=13 t=14 t=15 t=16
Kmed,t sin datos en sitio 0.8737 0.8584 0.8540 0.8496 0.8453 0.8409 0.8365 0.8322 0.8278 0.8234 0.8191
Kmed,t con datos en sitio 0.8899 0.8744 0.8699 0.8654 0.8610 0.8565 0.8521 0.8476 0.8432 0.8387 0.8343
Kmed,t sin datos en sitio 0.8147 0.8103 0.8059 0.8016 0.7972
Kmed,t con datos en sitio 0.8298 0.8254 0.8210 0.8165 0.8121
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t=17 t=18 t=19 t=20
0.7928 0.7885 0.7841 0.7798
0.8076 0.8032 0.7987 0.7943
El año t iniciará en diciembre y terminará en noviembre del año siguiente. El año t=1 iniciará en diciembre del año en que entra en operación la planta. Cuando el agente generador realice una renovación total de los módulos fotovoltaicos de la planta solar fotovoltaica, podrá reiniciar con el factor de degradación Kmed correspondiente al valor de t=1, sin que se aumente los periodos de años de Obligación de Energía Firme, OEF, previamente asignados a dicha planta. Para el reinicio del factor de degradación de los módulos fotovoltaicos de la planta, el agente deberá contratar a uno de los auditores definidos en la lista de que trata el parágrafo 3o del artículo 3.16.12.8.1.1 de esta resolución para que certifique la renovación total de los módulos fotovoltaicos de la planta. (Fuente: R CREG 243/16, ANEXO 1)
SECCIÓN 3 REQUISITOS MÍNIMOS PARA LA CONTRATACIÓN DEL DICTAMEN TÉCNICO (ANEXO 2) ARTÍCULO 3.16.12.8.3.1. REQUISITOS MÍNIMOS PARA LA CONTRATACIÓN DEL DICTAMEN TÉCNICO (ANEXO 2). Para la definición de los términos de referencia de la contratación del Dictamen Técnico, el agente observará como mínimo las siguientes pautas: 1. El Dictamen Técnico deberá ser de una persona natural o jurídica, la cual dará un concepto especializado de las series de irradiación solar horizontal y temperatura ambiente en el sitio de la planta para cumplir lo dispuesto en el artículo 3.16.12.8.1.1 de esta resolución. En caso de que el agente no cuente con las series o con los datos suficientes de estas en el sitio de la planta para cumplir lo dispuesto en el artículo 3.16.12.8.1.1 de esta resolución, el dictamen técnico deberá dar concepto de la estimación de estas series partiendo de mediciones en el sitio de la planta y de series de irradiación horizontal y temperatura ambiente históricas conocidas de otros puntos de medición para cada hora. 2. Se requerirá un Dictamen Técnico para realizar una verificación de las contantes de la ecuación correspondiente a las pérdidas por temperatura ambiente definidas en el numeral 1 del artículo 1o de esta resolución. 3. El contratista será elegido mediante un proceso de selección objetiva. 4. Se deberá entregar un informe final del dictamen técnico donde se explique y relacionen todos los estudios, métodos y análisis estadísticos que sirvieron de base para el dictamen. 5. Las pruebas que se requieran se realizarán siguiendo, normas nacionales o internacionales.
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6. Previo a la entrega del informe final, el contratista validará sus conclusiones con el agente contratante, dando acceso a las memorias de cálculo y permitiéndoles contradecir el informe y formular solicitudes de complementación o aclaración que se resolverán en el informe final. 7. El informe final del dictamen técnico debe ser entregado a la CREG. (Fuente: R CREG 243/16, ANEXO 2)
TÍTULO 13 FORMATO PARA LA DECLARACION DE ENFICC Y ENERGIA DISPONIBLE ADICIONAL (ANEXO 4) ARTÍCULO 3.16.13.1. FORMATO PARA LA DECLARACION DE ENFICC Y ENERGIA DISPONIBLE ADICIONAL (ANEXO 4). Señores Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG Referencia: Declaración de ENFICC para la asignación de Obligaciones de Energía Firme y de la Energía Disponible Adicional para el período comprendido entre _____________________ y ________________________ Yo __________________, en mi calidad de representante legal de la empresa _____________, declaro que la Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad, ENFICC, de las siguientes plantas y/o unidades de generación para la asignación de Obligaciones de Energía Firme y el Período de Vigencia asociado a ellas es: PLANTA Y/O UNIDAD ENFICC DE GENERACION (KWh/dIa)
PerIodo de Vigencia de la ObligaciOn Fecha de inicio (mes, año)
Fecha de finalización (mes, año)
La Energía Disponible Adicional de las plantas hidráulicas que represento comercialmente, y que ofertaré en el Mercado Secundario de Energía Firme en cada mes es: PLANTA DE GENERACION HIDRAULICA
ENERGIA DISPONIBLE ADICIONAL (KWh/dIa)
MES
Atentamente, Firma: C. de C. No. __________________________ Representante Legal de _____________________________
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(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 4) (Fuente: R CREG 079/06, Art. 16)
TÍTULO 14 VERIFICACIÓN DE LA ENFICC (ANEXO 5)
CAPÍTULO 1 VERIFICACIÓN DE LA ENFICC ARTÍCULO 3.16.14.1.1. VERIFICACIÓN DE LA ENFICC. Una vez declarada la Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad de cada una de las plantas y/o unidades de generación, el CND deberá verificar que el valor se encuentre dentro de los límites establecidos en la presente resolución. Para los casos en los cuales la ENFICC declarada sea superior a la máxima energía firme resultante de aplicar la metodología establecida en esta resolución, el CND considerará como valor declarado para las plantas de generación hidráulica la ENFICC Base, y para las plantas y/o unidades de generación térmica la ENFICC que resulte del cálculo hecho por el CND con base en la información reportada por el generador. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 5 Num. 5.5.1)
CAPÍTULO 2 FORMATOS DE REPORTE DE LA INFORMACIÓN PARA EL CÁLCULO DE LA ENFICC
SECCIÓN 1 INTRODUCCIÓN ARTÍCULO 3.16.14.2.1.1. INTRODUCCIÓN. Los siguientes formatos deberán ser diligenciados por los agentes, y remitidos a la CREG en comunicación firmada por el Representante Legal, en la oportunidad señalada en los plazos señalados en esta resolución. En el caso de contratos verbales, deberán diligenciarse los mismos formatos referentes a la contratación de suministro y/o transporte de combustibles, adjuntando a ellos la información sobre fechas de celebración, de inicio y de terminación del contrato verbal. Estos formatos deben ser firmados por el Representante Legal de cada una de las partes que intervienen en el contrato. Todas las cifras de estos formatos deberán reportarse con dos decimales de precisión. Los IHF, factores de conversión y eficiencias térmicas con cuatro (4) decimales. Los IHF serán calculados con la información disponible hasta el treinta (30) de septiembre del año del cálculo. Formato 1. Plantas o Unidades Hidráulicas. Plantas o Unidades hidráulicas Nombre
Capacidad Efectiva Neta1 Eficiencia Planta o Unidad (MW) (MW/m3/s)
IHF (%)
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1
En ningún caso, durante el Período de Vigencia de la Obligación, la Capacidad Efectiva Neta registrada ante el Mercado de Energía Mayorista podrá ser superior al valor aquí declarado. Formato 2. Topología de Plantas Hidráulicas ELEMENTO
APORTES (Punto de Entrada)
Clase2
Río
Nombre
DESCARGAS (Punto de Salida)
VERTIMIENTOS
Embalse Planta Otro Río Embalse Planta Otro Río Embalse Planta Otro
2
Las clases de Elementos son: Planta (P), Embalse (E) Arcos de Descarga (AD), Bombeo (B), Filtraciones (F) y Otros Usos (OU) Notas: En cada casilla no puede ir más de un elemento. En OTRO pueden ir Arcos de Descargas, Bombeo o Filtraciones, identificándolos según se defina en los elementos. Por ejemplo, AD1 es Arco de Descarga 1. Otros Usos puede corresponder a acueducto y riego. Adicionalmente se debe anexar el diagrama topológ ico. Formato 3. Plantas o Unidades Térmicas Plantas o Unidades Térmicas Nombre
Capacidad Efectiva Neta3 (MW)
Eficiencia (MBTU/MWh)
IHF (%)
3
En ningún caso, durante el Período de Vigencia de la Obligación, la Capacidad Efectiva Neta registrada ante el Mercado de Energía Mayorista podrá ser superior al valor aquí declarado. Formato 4. Serie Histórica de Caudales Medios Mensuales de los ríos del SIN En este formato se deberá reportar la serie aprobada por el acuerdo del CNO vigente, para dar cumplimiento al procedimiento de la información hidrológica oficial del SIN. Serie histórica de Caudales históricos medios mensuales de los ríos del SIN Río
Año
Mes
m3/s
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Formato 5. Embalses EMBALSES
Embalse
Mínimo Técnico (Mm3)
Máximo Técnico (Mm3)
Formato 6. Filtraciones FILTRACIONES m3/s
Embalse
Formato 7. Curva de Operación del Embalse Esta curva define los niveles mínimos o máximos mensuales que se deben mantener en el embalse para la operación sin ningún tipo de restricciones. Estas restricciones serán las ocasionadas por el uso del agua para propósitos diferentes al de generación de energía eléctrica (Caudal mínimo garantizado aguas abajo del embalse, agua para consumo humano, riego, navegación, etc.). Curva de operación de embalse Embalse
Mes
Volumen de espera (Mm3)
Curva guía mínima (Mm3)
Curva guía máxima (Mm3)
Formato 8. Capacidad de Arcos de Descarga Capacidad de arcos de descarga Nombre
Flujo mínimo (m3/s)
Flujo máximo (m3/s)
Fecha de entrada (mes, año)
Fecha de salida (mes, año)
Formato 9. Arcos de Bombeo Arcos de Bombeo Nombre
Flujo mínimo Flujo máximo Fecha de entrada Fecha de salida (m3/s) (m3/s) (mes, año) (mes, año)
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Formato 10. Capacidad Máxima de Arcos de Generación CAPACIDAD MAXIMA DE ARCOS DE GENERACION Nombre
Flujo mínimo (m3/s)
Flujo máximo (m3/s)
Formato 11. Descargas Máximas Embalses de Bogotá DESCARGAS MAXIMAS EMBALSES DE BOGOTA m3/s
Embalse Sisga Tominé Neusa Chuza
Formato 12. Capacidad Túneles de Chivor CAPACIDAD TUNELES DE CHIVOR m3/s
Túnel Tunjita Rucio Negro
Formato 13. Demanda de Acueducto y Riego Demanda de Acueducto y Riego (m3/s) Nombre
Año T
Año T+1
Año T+2
Año T+n
Factor de recuperación (%)
Corresponde a la proyección de demanda de acueducto y riego para el Período de Vigencia de la Obligación. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 5 Num. 5.5.2) (Fuente: R CREG 079/06, Art. 17)
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SECCIÓN 2 CONTRATACIÓN DE COMBUSTIBLES PARA GENERACIÓN ELÉCTRICA ARTÍCULO 3.16.14.2.2.1. CONTRATACIÓN DE COMBUSTIBLES PARA GENERACIÓN ELÉCTRICA. Los formatos que se definen a continuación deberán ser diligenciados para cada uno de los años del Período de Vigencia de la Obligación que el generador aspira le sea asignada. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 5 Num. 5.2.1)
ARTÍCULO 3.16.14.2.2.2. GENERADORES TÉRMICOS A GAS. Los generadores térmicos a gas natural, deberán remitir diligenciado y firmado por el representante legal del generador, y dentro de los términos y plazos establecidos en la presente resolución, los siguientes formatos: Formato 14. Suministro de gas natural ENERGIA CONTRATADA EN FIRME PARA CADA MES (MBTU) Planta o Campo que Unidad de suministra Generación
Dic.
Ene.
Feb.
Mar.
Abr.
May.
Jun. Jul. Ago.
Sep.
Oct.
Nov.
Formato 15. Transporte de gas natural El generador deberá utilizar la equivalencia entre 1 MBTU y 1kpc (1 MBTU = 1kpc) para efectos de diligenciar este formato. Quienes dispongan de certificaciones en las que conste un factor diferente al aquí establecido, podrán usar dicho factor. Estas certificaciones deberán ser remitidas a la CREG con la declaración de parámetros. TRANSPORTE DE GAS CONTRATADO EN FIRME PARA CADA MES (MBTU) Planta o Unidad de Punto de Entrada Punto de Salida Dic. Ene. Feb. Generación
Mar.
Abr.
May.
TRANSPORTE DE GAS CONTRATADO EN FIRME PARA CADA MES (MBTU) Planta o Unidad de Punto de Entrada Punto de Salida Jun. Jul. Ago. Generación
Sep.
Oct.
Nov.
(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 5 Num. 5.2.1.1) (Fuente: R CREG 085/07, Art. 5)
ARTÍCULO 3.16.14.2.2.3. GENERADORES TÉRMICOS A CARBÓN Y OTROS COMBUSTIBLES DIFERENTES AL GAS NATURAL. Los generadores térmicos a carbón y otros combustibles, deberán remitir diligenciados y firmados por el representante legal del generador, y dentro de los términos y plazos establecidos en la presente resolución los siguientes formatos. Formato 16. Suministro de Combustibles diferentes al gas natural En el formato 15 deberá reportarse la cantidad de energía contratada en firme para cada mes, expresada en MBTU y puesta en planta.
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ENERGIA CONTRATADA EN FIRME PARA CADA MES PROCEDENTE DE CARBON Y OTROS COMBUSTIBLES DISTINTOS A GAS (MBTU) Planta o Unidad Combustible Dic. de Generación
Ene. Feb. Mar.
Abr.
May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov.
Formato 17. Almacenamiento de Combustibles En este formato deberá reportarse la cantidad de energía almacenada al inicio del Período de Vigencia de la Obligación, expresada en MBTU. ENERGIA ALMACENADA PROCEDENTE DE CARBON Y OTROS COMBUSTIBLES DISTINTOS A GAS Planta y/o Unidad de Generación
Capacidad de Almacenamiento del Combustible
Combustible
Cantidad Almacenada al Inicio de la Obligación (MBTU)
Formato 18. Energía contratada para cubrir mantenimientos ENERGIA CONTRATADA MENSUALMENTE PARA CUBRIR MANTENIMIENTOS (MBTU) Planta o Unidad de Generación que respalda
Dic.
Ene.
Feb.
Mar.
Abr.
May.
Jun.
Jul.
Ago.
Sep. Oct.
Nov.
Formato 20. Plantas Eólicas Plantas Eólicas Nombre Capacidad Efectiva Neta[1] Factores de Conversión IHF (%)
(MW)
a
b
c
d
Formato 21. Serie Histórica de Velocidad Media Mensual del Viento En este formato se deberá reportar la serie aprobada por el acuerdo del CNO vigente para dar cumplimiento al procedimiento de la información oficial del viento en el SIN.
Planta
Año
Serie Histórica de Velocidades de Viento Mes Registro 10m
Formato 22. Plantas Geotérmicas.
m/s
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Plantas Geotérmicas Nombre Temperatura del Recurso Geotérmico, TR Flujo del Recurso Geotérmico, FREC IHF [%] [oC] [kg/s]
Formato 23. Serie histórica de temperatura ambiente, TA. En este formato se deberá reportar la serie aprobada por el acuerdo del CNO vigente para dar cumplimiento al procedimiento de la información oficial de temperatura ambiente.
Planta
Fecha
Serie Histórica de Temperatura Ambiente, TA Hora oC
Formato 22. Plantas Solares Fotovolticas.
1. En ningun caso, durante el Periodo de Vigencia de la Obligacion, la capacidad Efectiva Neta registrada ante el Mercado de Energia Mayorista podra ser superior al valor aqui declarado. El valor de CEN se puede actualizar segun lo definido la Resolucion CREG 096 de 2006.
Formato 23. Serie Historica de Temperatura Ambiente. En este formato se deberá reportar la serie aprobada por el acuerdo del CNO vigente para dar cumplimiento al procedimiento de la información oficial ambiente en el SIN.
Formato 24. Serie Histórica de Irradiación Solar Horizontal En este formato se deberá reportar la serie aprobada por el acuerdo del CNO vigente para dar cumplimiento al procedimiento de la información oficial de irradicacion horizontal solar en el SIN.
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(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 5 Num. 5.2.1.2) (Fuente: R CREG 243/16, Art. 3) (Fuente: R CREG 061/15, Art. 4) (Fuente: R CREG 132/14, Art. 4) (Fuente: R CREG 148/11, Art. 2)
TÍTULO 15 MECANISMO DE VERIFICACIÓN DE LA INFORMACIÓN PARA LA ESTIMACIÓN DE LA ENFICC (ANEXO 6) ARTÍCULO 3.16.15.1. REQUISITOS MÍNIMOS PARA LA CONTRATACIÓN DE LA AUDITORÍA PARA LA VERIFICACIÓN DE PARÁMETROS. Para la definición de los términos de referencia de la contratación de la verificación de parámetros, el CND observará las siguientes pautas: El contratista será elegido mediante selección objetiva. Los parámetros a verificar son todos los declarados para las plantas y/o unidades que respalden asignaciones de obligaciones de energía firme superiores a cero (0). El informe de verificación de parámetros observará los criterios generales definidos en esta resolución y en las demás normas de la CREG y acuerdos del CNO, vigentes antes de la fecha de declaración de parámetros para la estimación de la ENFICC. El informe final de verificación de parámetros debe ser claro, preciso y detallado en el establecimiento de discrepancias por fuera de los rangos de holgura o margen de error definidos en este anexo, entre los valores verificados y los valores de los parámetros reportados por los agentes. No se admitirán informes ambiguos. En el informe final de verificación de parámetros se explicarán y relacionarán todos los antecedentes, estudios, métodos, memorias de cálculo, exámenes, experimentos e investigaciones que sirvieron de base para dictaminar respecto de determinadas plantas y/o unidades, discrepancias en el valor de los parámetros reportados. Las pruebas para plantas térmicas o hidráulicas que se requieran se realizarán siguiendo los procedimientos y/o protocolos establecidos para tal fin por el CNO. Previo a la entrega del informe final, el contratista validará sus conclusiones con los agentes afectados, dando acceso a las memorias de cálculo y permitiéndoles contradecir el informe y formular solicitudes de complementación o aclaración que se resolverán en el informe final. El informe final debe ser entregado en la fecha que establezca la CREG mediante Circular. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 6 Num. 6.1)
ARTÍCULO 3.16.15.2. CRITERIOS DE LA VERIFICACIÓN DE PARÁMETROS. La verificación de parámetros observará los siguientes criterios: Las holguras y márgenes de error que se definen buscan garantizar que aquellos valores declarados por el agente, con discrepancias que conlleven a la asignación de una menor ENFICC, no sean considerados como discrepancias.
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En los parámetros para los cuales existen protocolos de pruebas acordados en el CNO la firma contratada debe verificar que la información reportada por el agente correspondiente a la CREG, no tenga discrepancias frente a los reportes de resultados de la última prueba realizada de acuerdo con los protocolos definidos por el CNO, siempre y cuando esta haya sido hecha con la periodicidad establecida por el CNO o haya contado con autorización expresa de este para su aplazamiento. Si el agente no ha llevado a cabo alguna de las pruebas, de acuerdo con los protocolos o frecuencia establecidos por el CNO y no existió autorización expresa del CNO para aplazar o no realizar la prueba, el agente deberá llevar a cabo la prueba correspondiente por lo menos un mes antes de finalizar la estación de verano. Los costos de dichas pruebas serán asumidos por cada agente. A la realización de la prueba asistirá la firma contratada para llevar a cabo la verificación de parámetros, con el fin de tomar nota del cumplimiento del protocolo correspondiente. Si un mes antes de finalizada la estación de verano (31 de marzo) no se ha realizado la prueba, de acuerdo con el protocolo respectivo aprobado por el CNO para este parámetro, el CND procederá a contratar la elaboración de la prueba y el ASIC podrá descontar el costo de dichas pruebas, de las cuentas a favor del correspondiente generador. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 6 Num. 6.2)
ARTÍCULO 3.16.15.3. PROCEDIMIENTO PARA LA VERIFICACIÓN DE PARÁMETROS. El procedimiento para la verificación de cada uno de los parámetros asociados al cálculo de la ENFICC es el siguiente: Consumos Térmicos Específicos Netos plantas térmicas Documentos base
Acuerdo CNO 311 de octubre 30 de 2004 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan por el cual se establece el procedimiento para efectuar la prueba de Consumo Térmico Específico Neto y Capacidad Efectiva Neta en las Plantas Térmicas del Sistema Interconectado Nacional.
Alcance
Determinar si existen discrepancias entre los valores de Consumo Térmico Específico Neto, declarados por los agentes y los valores resultantes de la prueba, siempre que esta se haya realizado siguiendo los protocolos acordados por el CNO. Si la planta o unidad no había entrado en operación comercial al momento de declarar el parámetro, se debe verificar que la declaración de los parámetros corresponde a lo indicado por el protocolo a partir de los datos de recepción de la planta. En caso de no existir esta documentación se deberá realizar la prueba respectiva, la cual correrá a cargo del agente generador.
Actividades de la firma contratada para la verificación de parámetros
Recibe de la CREG los valores declarados por los agentes. Solicita a cada agente los reportes de resultados oficiales de la última prueba realizada. Verifica la fecha de realización de la prueba remitida por el agente. Si la última prueba se realizó por fuera de los plazos establecidos por el CNO y no existe autorización de este. Solicita al agente la realización de la prueba, y verifica que la fecha no sea posterior a la finalización de la estación de verano. Asiste a la prueba. Verifica que se cumple el protocolo. Solicita los reportes de resultados oficiales de la prueba realizada. Compara lo declarado con el resultado de la prueba. Determina la veracidad o no de los valores declarados por el agente ante la CREG, considerando los márgenes de tolerancia y error respectivos.
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Tolerancia
De llevarse a cabo la prueba se aceptarán valores declarados que no sean inferiores en más del 7% del resultado de la prueba, evaluando ambas cifras con una aproximación a cuatro decimales.
Margen de error
De no llevarse a cabo la prueba, se considerará discrepancia cualquier valor declarado que sea inferior al de los reportes de resultados de la última prueba realizada, evaluando ambas cifras con una aproximación a cuatro decimales
Factores de Conversión Plantas Hidráulicas Documentos base
Protocolo para la determinación de Factores de Conversión Plantas Hidráulicas aprobado por el CNO mediante Acuerdo 360 de mayo 25 de 2006 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan.
Alcance
Determinar si existen discrepancias entre los valores del Factor de Conversión Hidráulico, declarados por los agentes y los valores resultantes de la prueba, siempre que esta se haya realizado siguiendo los protocolos acordados por el CNO. Si la planta no había entrado en operación comercial al momento de declarar el parámetro, se debe verificar que la declaración de los parámetros corresponde a lo indicado por el protocolo a partir de los datos de recepción de la planta. En caso de no existir esta documentación se deberá realizar la prueba respectiva, la cual correrá a cargo del agente generador. En el caso de este parámetro se puede requerir de una o más pruebas para la obtención de la curva del Factor de Conversión versus el nivel de embalse, curva a partir de la cual se obtiene el Factor de Conversión Medio de la planta. En este caso el auditor deberá verificar que el valor reportado por el agente a la CREG haya sido estimado según el protocolo aprobado para este parámetro por el CNO. Para la verificación de este parámetro se aplicará el procedimiento para comprobar dos resultados promedio.
Actividades de la firma contratada para la verificación de parámetros
Recibe de la CREG los valores declarados por los agentes. Solicita a cada agente los reportes de resultados oficiales de la última prueba realizada. Verifica la fecha de realización de la prueba remitida por el agente. Si la última prueba se realizó por fuera de los plazos establecidos por el CNO y no existe autorización de este. Solicita al agente la realización de la prueba o pruebas, y verifica que la fecha no sea posterior a la finalización de la estación de verano Asiste a la(s) prueba(s) Verifica que se cumple el protocolo. Solicita los reportes de resultados oficiales de la prueba realizada Compara lo declarado con el resultado de la prueba. Determina la veracidad o no de los valores declarados por el agente ante la CREG, considerando los márgenes de tolerancia y error respectivos.
Tolerancia
De llevarse a cabo la prueba se aceptarán valores declarados que no superen en más del 13% el resultado de la prueba, evaluando ambas cifras con una aproximación a cuatro decimales
Margen de error
De no llevarse a cabo la prueba, se considerará discrepancia cualquier valor declarado, que supere los valores de los reportes de resultados de la última prueba realizada, evaluando ambas cifras con una aproximación a cuatro decimales.
Capacidad Efectiva Neta Plantas Térmicas Documentos base
Acuerdo 103 del CNO de noviembre 15 de 2000 o aquellos que lo modifiquen o
Página 629 de 1798 sustituyan. Protocolo por el cual se establece el procedimiento para efectuar la prueba de Consumo Térmico Especifico Neto y Capacidad Efectiva Neta en las plantas térmicas del Sistema Interconectado Nacional aprobado por el CNO mediante Acuerdo 311 de octubre 30 de 2004 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan. Acuerdo 289 de abril 2 de 2004 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan por el cual se permite a los generadores térmicos registrar ante el ASIC como Capacidad Efectiva Neta, un valor diferente al declarado para el Cargo por Capacidad. Convenios existentes, anteriores a la fecha del reporte de información a la CREG. Alcance
Determinar si existen discrepancias entre los valores de Capacidad Efectiva Neta de Plantas Térmicas declarados por los agentes y los valores resultantes de la prueba, siempre que esta se haya realizado siguiendo los protocolos acordados por el CNO. Si la planta o unidad no había entrado en operación comercial al momento de declarar el parámetro, se debe verificar que la estimación de los parámetros declarados corresponde a lo indicado por el protocolo a partir de los datos de recepción de la planta. En caso de no existir esta documentación se deberá realizar la prueba respectiva, la cual correrá a cargo del agente generador.
Actividades de la firma contratada para la verificación de parámetros
Recibe de la CREG los valores declarados por los agentes. Solicita a cada agente los reportes de resultados oficiales de la última prueba realizada. Verifica la fecha de realización de la prueba remitida por el agente. Si la última prueba se realizó por fuera de los plazos establecidos por el CNO y no existe autorización de este. Solicita al agente la realización de la prueba, y verifica que la fecha no sea posterior a la finalización de la estación de verano. Asiste a la prueba. Verifica que se cumple el protocolo. Solicita los reportes de resultados oficiales de la prueba realizada. Compara lo declarado con el resultado de la prueba. Solicita al agente copia del contrato de conexión o en su defecto convenios existentes, anteriores a la fecha del reporte de información a la CREG. Determina la veracidad o no de los valores declarados por el agente ante la CREG, considerando los márgenes de tolerancia y error respectivos.
Tolerancia
De llevarse a cabo la prueba se aceptarán valores declarados que no superen en más del 7%, evaluando ambas cifras con una aproximación a dos decimales.
Margen de error
De no llevarse a cabo la prueba, se considerará discrepancia cualquier valor declarado, que sea superior al de los reportes de resultados de la última prueba realizada, evaluando ambas cifras con una aproximación a dos decimales. Así mismo se considerará discrepancia si el valor declarado supera al valor consignado en el contrato de conexión o en su defecto acuerdos anteriores, aproximando las cifras a números enteros.
Capacidad Efectiva Neta Plantas Hidráulicas Documentos base Acuerdo número 153 del CNO de julio 27 de 2001 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan. Contrato de conexión. Convenios existentes, anteriores a la fecha del reporte de información a la CREG. Alcance
Determinar si los valores de Capacidad Efectiva Neta de Plantas Hidráulicas declarados por los agentes, superan los valores consignados en el contrato de conexión o en el convenio respectivo, según sea el caso.
Actividades de la Recibe de la CREG los valores declarados por los agentes. firma contratada Solicita al agente copia del contrato de conexión o del convenio según sea el caso. para la verificación Compara si el valor declarado para el parámetro es menor o igual al establecido en el de parámetros contrato de conexión o en su defecto en los convenios existentes antes de la fecha
Página 630 de 1798 de declaración de parámetros. Verifica si el valor declarado es igualado o superado al menos una vez en los registros de la frontera comercial. Para Plantas/Unidades nuevas solicita información remitida al agente por el fabricante. Margen de error
Se considerará discrepancia si el valor declarado supera al valor consignado en el contrato de conexión o en su defecto, en convenios existentes, anteriores a la fecha del reporte de información a la CREG, aproximando ambas cifras a números enteros. También se considera discrepancia si el valor declarado a pesar de ser igual o inferior al declarado en el contrato de conexión o en el respectivo convenio, no ha sido igualado o superado por los valores registrados en la Frontera Comercial, expresados en megavatios (MW) con dos cifras decimales, en los términos establecidos en el Acuerdo número 153 del CNO julio 27 de 2001 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan.
Volumen de Espera Documentos base
Acuerdo número 153 del CNO de julio 27 de 2001 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan. Licencias ambientales y actos administrativos que impongan esta restricción.
Alcance
Determinar si el embalse ha sido concebido como multipropósito con capacidad de regulación de crecientes o si la autoridad ambiental le impuso esta restricción. Si la respuesta es positiva, deberá verificar que se haya declarado este parámetro.
Actividades de la firma contratada para la verificación de parámetros
Recibe de la CREG los valores declarados por los agentes. Solicita al agente y a la autoridad ambiental información sobre esta restricción.
Margen de error
Se considerará discrepancia si el agente generador estando obligado a declarar el parámetro no lo hace.
Curva Guía Mínima y Máxima Documentos base
Acuerdo número 153 del CNO de julio 27 de 2001 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan. Licencias ambientales y actos administrativos que impongan esta restricción.
Alcance
Determinar si el embalse ha sido concebido como multipropósito con capacidad de regulación de crecientes o si la autoridad ambiental le impuso esta restricción. Si la respuesta es positiva deberá verificar que se haya declarado este parámetro.
Actividades de la firma contratada para la verificación de parámetros
Recibe de la CREG los valores declarados por los agentes. Solicita al agente y a la autoridad ambiental información sobre esta restricción.
Margen de error
Se considerará discrepancia si el agente generador estando obligado a declarar el parámetro no lo hace.
Arcos de Generación Documentos base
Acuerdo número 153 del CNO de julio 27 de 2001 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan.
Página 631 de 1798 Parámetros de diseño del embalse. Estudios hidráulicos. Alcance
Determinar si el valor declarado para este parámetro está de acuerdo con lo establecido en el Anexo 7 del Acuerdo número 153 del CNO de julio 27 de 2001 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan.
Actividades de la firma contratada para la verificación de parámetros
Recibe de la CREG los valores declarados por los agentes. Solicita al agente copia de los parámetros de diseño y de los estudios hidráulicos a que haya lugar. Determina el mecanismo mediante el cual el generador calculó el valor declarado. Dicho mecanismo debe corresponder a uno de los establecidos en el Anexo 7 del Acuerdo número 153 del CNO de julio 27 de 2001 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan. Calcula el parámetro siguiendo la metodología adoptada por el generador.
Margen de error
Se considerará discrepancia cualquier valor declarado superior al calculado por la firma.
Arcos de Descarga Documentos base
Acuerdo número 153 del CNO de julio 27 de 2001 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan. Parámetros de diseño. Estudios hidráulicos.
Alcance
Determinar si el valor declarado para este parámetro está de acuerdo con lo establecido en el Anexo 8 del Acuerdo número 153 del CNO de julio 27 de 2001 o en aquellos que lo modifiquen o sustituyan.
Actividades de la firma contratada para la verificación de parámetros
Recibe de la CREG los valores declarados por los agentes. Solicita al agente copia de los parámetros de diseño y de los estudios hidráulicos a que haya lugar. Determina el valor bien sea haciendo uso de la información de diseño o de los estudios hidráulicos.
Margen de error
Se considerará discrepancia cualquier valor declarado superior al calculado por la firma.
Arcos de Bombeo Documentos base
Acuerdo número 153 del CNO de julio 27 de 2001 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan. Información de diseño. Información de las estaciones de bombeo.
Alcance
Determinar si el valor declarado para este parámetro está de acuerdo con lo establecido en el Anexo 9 del Acuerdo número 153 del CNO de julio 27 de 2001 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan.
Actividades de la firma contratada para la verificación de parámetros
Recibe de la CREG los valores declarados por los agentes. Solicita al agente copia de los parámetros de diseño y de la información de capacidad nominal de la estación de bombeo. Determina el valor, bien sea haciendo uso de la información de diseño o de la capacidad nominal de la estación de bombeo.
Margen de error
Se considerará discrepancia cualquier valor declarado superior al calculado por la firma.
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Demanda de acueducto y riego Documentos base
Acuerdo número 153 del CNO de julio 27 de 2001 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan. Información suministrada por las personas naturales o jurídicas que administran la extracción desde las fuentes, tales como empresas de acueducto y autoridades ambientales entre otras.
Alcance
Determinar si el valor declarado para este parámetro está de acuerdo con lo establecido en el Anexo 10 del Acuerdo número 153 del CNO de julio 27 de 2001 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan.
Actividades de la firma contratada para la verificación de parámetros
Recibe de la CREG los valores declarados por los agentes. Solicita al agente copia de la información recibida de las personas naturales o jurídicas que administran la extracción desde las fuentes.
Margen de error
Se considerará discrepancia cualquier valor declarado inferior al establecido en los documentos base.
Factor de Retorno de Acueducto y Riego Documentos base
Acuerdo número 153 del CNO de julio 27 de 2001 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan. Información suministrada por las personas naturales o jurídicas que administran los sistemas de aguas residuales.
Alcance
Determinar si el valor declarado para este parámetro está de acuerdo con lo establecido en el Anexo 11 del Acuerdo número 153 del CNO de julio 27 de 2001 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan.
Actividades de la Recibe de la CREG los valores declarados por los agentes. firma contratada Solicita al agente copia de la información recibida de las personas naturales o para la verificación jurídicas que administran los sistemas de aguas residuales. de parámetros Margen de error
Se considerará discrepancia cualquier valor declarado superior al establecido en los documentos base.
IHF Plantas Térmicas Documentos base
Información histórica Bitácoras de planta. Eventos de unidades de generación registrados en el CND
Alcance
Determinar si el cálculo del Indice IHF, reportados por los agentes, de aquellas plantas y unidades térmicas, corresponde con lo establecido en esta resolución.
Actividades de la firma contratada para la verificación de parámetros
Recibe de la CREG los valores declarados por los agentes. Solicita a cada agente las Bitácoras de planta. Conforma una base de cálculo con la información de las Bitácoras. Solicita al CND, la relación de los eventos registrados durante el período de verificación. Si en la relación entregada por el CND, existe un número de eventos superior en 10% al número de eventos registrados por el agente en su bitácora, procede a la
Página 633 de 1798 inclusión de los eventos verificados dentro de la base de cálculo. Determina si se trata de una Planta y/o Unidad de Generación con Información de Operación Insuficiente de acuerdo con la reglamentación vigente y el margen de error definido para esta clasificación, como se explica adelante. Con la información de la base de cálculo procede al cálculo de los IHF. Margen de error
Se considerará discrepancia si el valor declarado de IHF es inferior al calculado por la firma que realiza la verificación de parámetros, en más del 10%, evaluando ambas cifras con una aproximación a cuatro decimales.
IHF Plantas Hidráulicas Documentos base
Información histórica Bitácoras de planta. Eventos de unidades de generación registrados en el CND.
Alcance
Determinar si el cálculo de los Indices IHF, reportados por los agentes de aquellas plantas y unidades hidráulicas corresponde con lo establecido en esta resolución.
Actividades de la firma contratada para la verificación de parámetros
Recibe de la CREG los valores declarados por los agentes. Solicita a cada agente las Bitácoras de planta. Conforma una base de cálculo con la información de las Bitácoras. Solicita al CND la relación de los eventos registrados durante el período de verificación. Si en la relación entregada por el CND existe un número de eventos superior en 10% al número de eventos registrados por el agente en su bitácora, procede a la inclusión de los eventos verificados dentro de la base de cálculo. Determina si se trata de una planta o unidad con información insuficiente de acuerdo con la reglamentación vigente y el margen de error definido para esta clasificación, como se explica adelante. Con la información de la base de cálculo procede al cálculo de los IHF.
Margen de error
Se considerará discrepancia si el valor declarado de IHF es inferior al calculado por la firma que realiza la verificación de parámetros, en más del 10%, evaluando ambas cifras con una aproximación a cuatro decimales.
Suministro de Combustibles y Transporte de Gas Natural Documentos base
Declaración mensual de suministro de combustibles y transporte de gas natural, según sea el caso. Contratos de suministro de combustibles y transporte de gas natural, según sea el caso.
Alcance
Determinar si los valores declarados por el agente generador están soportados por los contratos de suministro de combustibles y transporte de gas natural presentados.
Actividades de la firma contratada para la verificación de parámetros
Recibe de la CREG los valores declarados por los agentes y la copia de los contratos de suministro de combustibles y transporte de gas natural. Confronta los valores declarados por el agente con los contratos de suministro de combustibles y transporte de gas natural presentados. Determina si los contratos presentados contienen la obligación de suministro en firme de combustibles y transporte en firme de gas natural.
Margen de error
Se considerará discrepancia cualquier diferencia entre el valor reportado por el agente generador y el valor calculado por la firma auditora con fundamento en el contrato. También se considerará discrepancia la determinación, por parte del auditor, de que el contrato no garantiza la firmeza en el suministro de combustibles y/o en el transporte de gas natural.
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TOPOLOGÍA PLANTAS HIDRÁULICAS Documentos base Alcance
Actividades de la firma contratada para la verificación de parámetros
Discrepancia
Acuerdo CNO 396 de mayo 31 de 2007, Anexo 1 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan. Determinar si la Topología de Plantas Hidráulicas, declarada por el agente cumple con lo establecido en el Anexo 1 del Acuerdo CNO 396. – Recibe de la CREG la topología de Plantas Hidráulicas declarada por los agentes. – Observando el protocolo del CNO verifica que la topología declarada corresponda a las características físicas e hidráulicas existentes. – Compara lo declarado con el resultado de la verificación. – Determina la veracidad o no de la Topología de Plantas Hidráulicas declarada por el agente ante la CREG. Se considerará discrepancia cualquier diferencia entre la topología de Plantas Hidráulicas declarada por el agente y la verificada por la firma auditora. FILTRACIONES
Documentos base
Acuerdo CNO 396 de mayo 31 de 2007 Anexo 3 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan. Información suministrada por las personas naturales o jurídicas que administran la extracción desde las fuentes. Licencia ambiental.
Alcance
Determinar si el parámetro Filtraciones, declarado por el agente generador cumple con lo establecido en el Anexo 3 del Acuerdo CNO 396. -- Recibe de la CREG los valores declarados por los agentes. -- Solicita al agente copia de la licencia ambiental. -- Obtiene la información de las personas naturales o jurídicas que administran la extracción desde las fuentes. Se considerará discrepancia cualquier valor declarado inferior al establecido en los documentos base.
Actividades de la firma contratada para la verificación de parámetros
Discrepancia
DESCARGAS MÁXIMAS EMBALSES (APLICABLE A BOGOTÁ) Documentos base
Acuerdo CNO 396 de mayo 31 de 2007 Anexo 4 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan. Parámetros de diseño.
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Alcance
Actividades de la firma contratada para la verificación de parámetros
Discrepancia
Acuerdos operativos existentes al momento de la declaración entre las entidades que manejan y operan los embalses. Determinar si el parámetro Descargas Máximas Embalses, declarado por el agente cumple con lo establecido en el Anexo 4 del Acuerdo CNO 396. -- Recibe de la CREG los valores declarados por los agentes. -- Solicita al agente copia de los parámetros de diseño que incluyan la capacidad hidráulica de diseño de la descarga. -- Solicita al agente copia de los acuerdos operativos existentes al momento de la declaración entre las entidades que manejan y operan los embalses. Se considerará discrepancia cualquier valor declarado superior al establecido en los documentos base.
CAPACIDAD TÚNELES (APLICABLE A CHIVOR) Documentos base
Alcance
Actividades de la firma contratada para la verificación de parámetros
Discrepancia
Acuerdo CNO 396 de mayo 31 de 2007 Anexo 5 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan. Parámetros de diseño. Estudios hidráulicos. Determinar si el parámetro Capacidad Túneles de Chivor, declarado por el agente cumple con lo establecido en el Anexo 5 del Acuerdo 396 CNO. -- Recibe de la CREG los valores declarados por los agentes. -- Solicita al agente copia de los parámetros de diseño y de los estudios hidráulicos a que haya lugar. -- Determina el valor bien sea haciendo uso de la información de diseño o de los estudios hidráulicos. Se considerará discrepancia cualquier valor declarado superior al calculado por la firma. ALMACENAMIENTO DE COMBUSTIBLES
Documentos base
Alcance
Acuerdo CNO 396 de mayo 31 de 2007 Anexo 6 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan. Información. Certificación de energía en MBTU asociada al combustible almacenado (Art. 3.16.5.1.1 de esta resolución). Determinar si el parámetro Almacenamiento de Combustibles, declarado por el agente cumple con lo establecido en el Anexo 6 del Acuerdo CNO 396 y en el parágrafo 1o del artículo 3.16.5.1.1 de esta resolución.
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Actividades de la firma contratada para la verificación de parámetros
Discrepancia
-- Recibe de la CREG los valores declarados por los agentes. -- Solicita al agente copia de la información utilizada para la declaración. -- Determina la capacidad de almacenamiento de conformidad con el Anexo 6 del Acuerdo 396 del CNO. -- Verifica la existencia de la certificación de energía en MBTU asociada al combustible almacenado a que se refiere el parágrafo 1o del artículo 3.16.5.1.1 de esta resolución y verifica que corresponda a la cantidad declarada. Se considerará discrepancia cualquier valor declarado superior al calculado por la firma.
ENERGÍA CONTRATADA PARA CUBRIR MANTENIMIENTOS Documentos base Alcance
Contrato de mercado secundario Verificar si el contrato del mercado secundario cumple con: -- Garantizar la energía firme reportada. -- Se encuentra debidamente registrado ante el ASIC al momento de la declaración.
Actividades de la firma contratada para la verificación de parámetros
-- Recibe de la CREG el valor declarado por el agente. -- Solicita al ASIC certificación de registro del contrato. -- Solicita al ASIC copia del contrato. -- Confronta los valores declarados por el agente con los contratos del mercado secundario.
Discrepancia
Se considerará discrepancia cualquier valor declarado superior al calculado por la firma, así como los casos en los cuales el contrato no se encuentre registrado al momento de la declaración.
SERIE HISTÓRICA DE CAUDALES MEDIOS MENSUALES DE LOS RÍOS DEL SIN Documentos base
Acuerdo CNO 159 de agosto 30 de 2001. Procedimientos de cálculo de este parámetro presentados por cada empresa al Subcomité Hidrológico y de Plantas Hidráulicas, los cuales constan en las respectivas actas.
Alcance
Determinar si el parámetro Serie Histórica de Caudales Medios Mensuales de los ríos del SIN, declarado por el agente cumple con lo establecido en el Procedimiento de cálculo de este parámetro presentado por cada empresa al Subcomité Hidrológico y de Plantas Hidráulicas.
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Actividades de la firma contratada para la verificación de parámetros
-- Recibe de la CREG el valor declarado por el agente. -- Solicita al CNO copia del acta donde consta el procedimiento de cálculo de este parámetro presentado por la empresa al Subcomité Hidrológico y de Plantas Hidráulicas. -- Calcula el valor del parámetro siguiendo el procedimiento presentado por la empresa.
Discrepancia
Se considerará discrepancia cualquier valor declarado superior al calculado por la firma auditora.
(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 6 Num. 6.3) (Fuente: R CREG 079/07, Art. 1)
ARTÍCULO 3.16.15.4. La declaración de parámetros para el cálculo de la ENFICC, incluida la prevista para el 8 de octubre de 2007 en el Anexo 4 de la Resolución CREG-031 de 2007 adicionado por la Resolución CREG-045 del mismo año, debe observar los protocolos de pruebas o procedimientos definidos en los Acuerdos CNO y en las resoluciones de la CREG vigentes al momento de su declaración. (Fuente: R CREG 079/07, Art. 2)
TÍTULO 16 LIQUIDACIÓN (ANEXO 7) ARTÍCULO 3.16.16.1. LIQUIDACIÓN (ANEXO 7). Para determinar la liquidación horaria de cada uno de los agentes generadores cuando el precio de bolsa nacional horario en algún periodo horario del día d,supera el precio de escasez de activación, se aplicarán las siguientes reglas: 1. Para los casos en los cuales la demanda total doméstica diaria más la demanda desconectable voluntaria diaria, la reducción de demanda de RDV y el programa de racionamiento diario, sea menor que la suma de la variable ODEF de todos los generadores, se calculará un factor de ajuste (FA) con la siguiente expresión:
Demanda Total Doméstica del día d del mes m Demanda desconectable voluntaria verificable en el día d del mes m. RD verificada en el día d del mes m Programa de racionamiento verificado en el día d del mes m.
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Generación ideal del día d del mes m de los recursos no despachados centralmente. Obligación Diaria de Energía Firme del agente generador j en el día d del mes m. Variable ODEF para todos los recursos no despachados centralmente del generador j. Para estos casos, la Obligación Diaria de Energía Firme de cada agente respaldada con plantas y/o unidades de generación despachadas centralmente de su propiedad o representadas comercialmente por él, se ajustará como sigue:
Donde: Obligación Diaria de Energía Firme Ajustada del agente generador j en el día d del mes m. Obligación Diaria de Energía Firme del agente generador j en el día d del mes m. Cuando la demanda total doméstica diaria más la DDVV, más RDV y más el PGR, sea mayor o igual que la suma de la variable ODEF de todos los generadores el factor FA será igual a uno (1). Para las plantas o unidades de generación no despachadas centralmente el factor FA siempre será igual a uno (1). 2. Para cada uno de los generadores (incluye importaciones) se calculará la Desviación Diaria de la Obligación de Energía Firme de acuerdo con la siguiente expresión:
Donde: Desviación Diaria de la Obligación de Energía Firme del generador j o al generador j asociado a la RDV o al PGR verificado en el día d del mes m. Generación Ideal nacional para el día de operación d, del generador j en el mes m, considerando los Contratos de Respaldo de compra o de venta o cualquier otro Anillo de Seguridad adquiridos por el generador j y que hayan sido despachados. Se tendrá en cuenta generación ideal de generadores asociados a reducción de demanda RDV igual a Se tendrá en cuenta la generación ideal de generadores asociados a reducción de demanda PGR verificado igual a Obligación Diaria de Energía Firme Ajustada del generador j en
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el día d del mes m. Los generadores asociados a la RDV y PGR tienen valor ODEFA=0. Se tendrá en cuenta para la liquidación, generadores asociados a reducción de demanda de RDV y del PGR verificado, de la siguiente manera: Generación Ideal para el día de operación d, del generador j en el mes m, asociado a la (suma de las del día d) de cada comercializador c que representa la RD, la cual será igual a . Generación Ideal para el día de operación d, del generador j en el mes m, asociado al verificado, que será igual a . Generación Ideal en la hora h del día d en el mes m, del generador j asociado a la del comercializador c que representa la RD, la cual será igual a . Generación Ideal en la hora h del día d en el mes m, del generador j asociado al verificado, que será igual a . Los generadores asociados a reducción de demanda de RDV y del PGR no tendrán asignadas OEF, y para todos los casos de la liquidación del presente anexo, la ODEFA y OHEF de estos generadores tendrán un valor de cero (0). Para las importaciones sin asignación de OEF, el valor de ODEFA es igual a cero (0). 3. Para los casos en los que la variable DDOEF es mayor que cero (0), la Obligación Horaria de Energía Firme se determinará como:
Para cada una de las horas en las cuales el precio de bolsa nacional supere el precio de escasez de activación, el ASIC determinará el valor de las desviaciones positivas horarias de las Obligaciones de Energía Firme para cada uno de los agentes generadores (incluidas las importaciones), de acuerdo con la siguiente expresión:
Donde: Desviación Horaria de la Obligación de Energía Firme para el agente generador j, en la hora h del día d del mes m Generación Ideal nacional para el agente generador j, en el día d del mes m
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Generación Ideal nacional para el agente generador j, en la hora h del día d del mes m Obligación Horaria de Energía Firme del agente generador j, en la hora h del día d del mes m Ventas en Contratos de Respaldo o energía de la Declaración de Respaldo del agente generador j en el día d del mes m, que hayan sido despachadas Compras en Contratos de Respaldo o energía de la Declaración de Respaldo del agente generador j en el día d del mes m, que hayan sido despachadas Demanda Desconectable Voluntaria Verificada del agente generador j en el día d del mes m, que haya sido asignada Precio de Bolsa nacional para la hora h del día d del mes m Precio de escasez ponderado en el mes m 4. Para cada hora, el ASIC calculará la siguiente expresión:
Donde:
c
h
Valor total de las DHOEF de los agentes generadores j cumplidos en la hora h del día d en el mes m. Subconjunto de generadores (incluye importaciones) para los cuales la variable DDOEF y es mayor que cero (0) Subconjunto de horas para las cuales se aplicó el Precio de escasez ponderado, PEP, durante el día d del mes m. Generación ideal del agente generador j, en la hora h en el día d del mes m. Obligación horaria de energía firme del generador j en la hora h del día d en el mes m. Precio de Bolsa nacional para la hora h del día d del mes m Precio de escasez ponderado en el mes m
Calcular la demanda no cubierta con Obligaciones de Energía Firme de acuerdo con la siguiente fórmula:
Donde: Demanda no cubierta en el día d del mes m Demanda Total Doméstica del día d del mes m Demanda desconectable voluntaria verificable en el día d del mes m RD verificada en el día d del mes m
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Programa de racionamiento verificado en el día d del mes m Suma de ODEFA de todos los generadores j del día d en el mes m. 5. Para cada uno de los generadores será necesario calcular un ajuste horario respecto a su precio de escasez ponderado, el cual corresponderá a un pago o cobro de la siguiente manera: 5.1 El precio de escasez ponderado del agente generador j en el día d del mes m, se calcula así:
Donde: Precio de escasez ponderado del agente generador j en el mes m Precio de escasez de la planta i del generador j en el mes m. El precio de escasez corresponde al que vincula a la OEF, bien sea al precio de escasez de la Parte 3.16 o precio marginal de escasez, según corresponda. Obligación mensual de energía firme respaldada por la planta i del generador j en el mes m, definida en la Parte 3.16. Para los agentes generadores sin ODEFR, incluidas las importaciones sin OEF, la RDV y PGR, el PEag será igual al PEp. 5.2. Para cada agente generador j, con DDOEF mayor a cero (0), se le realizará un ajuste de pago o cobro en cada hora:
Donde:
h
Ajuste del generador k en la hora h del día d en el mes m. Si el valor es positivo se define como un pago y negativo como un cobro. Generación ideal del generador k en la hora h del día d en el mes m. Precio de escasez ponderado del agente generador k en el mes m Precio de escasez ponderado en el mes m Subconjunto de horas para las cuales se aplicó el precio de escasez ponderado, PEp, durante el día d del mes m.
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5.4 Para cada agente generador k incumplido, con DDOEF menor a cero (0), se le calculará el siguiente cobro:
Donde: Cobro que se le asigna a cada agente generador k con DDOEF menor a cero (0) en la hora h del día d en el mes m. Valor absoluto de la DDOEF menor a cero (0) del agente generador k incumplido del día d en el mes m Demanda no cubierta en el día d del mes m Valor total de las DHOEF de los agentes generadores j cumplidos en la hora h del día d en el mes m. 6. La demanda no cubierta, DNC>0, deberá asumir un cobro horario en proporción de su DNC diaria de la siguiente manera:
Donde: Cobro que se le asigna a la demanda no cubierta en proporción a su DNC diaria, en la hora h del día d en el mes m. Valor absoluto de la DDOEF menor a cero (0) del agente generador k incumplido del día d en el mes m Demanda no cubierta en el día d del mes m Valor total de las DHOEF de los agentes generadores j cumplidos en la hora h del día d en el mes m. Subconjunto de horas para las cuales se aplicó el Precio de escasez ponderado, PEp, durante el día d del mes m. Con la sumatoria de los conceptos
,
y los ajustes
correspondientes a un cobro; se pagarán los conceptos generadores cumplidos y los ajustes pago.
y
y
de los agentes correspondientes a un
En caso de haber un excedente o faltante entre los cobros y pagos anteriores, este será asignado a los agentes a prorrata de sus compras en bolsa de la hora h. Los dineros recaudados serán asignados a cada agente generador cumplido, a la RDV, el PGR, las importaciones, correspondiente al valor y a cada agente generador con ajuste correspondiente a un pago, incrementando las cuentas a favor de los mismos.
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(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 7) (Fuente: R CREG 140/17, ANEXO 2) (Fuente: R CREG 140/17, Art. 17) (Fuente: R CREG 212/15, Art. 12) (Fuente: R CREG 212/15, Art. 11) (Fuente: R CREG 212/15, Art. 10) (Fuente: R CREG 011/15, Art. 21) (Fuente: R CREG 011/15, Art. 20) (Fuente: R CREG 011/15, Art. 19) (Fuente: R CREG 203/13, Art. 12) (Fuente: R CREG 063/10, Art. 18) (Fuente: R CREG 096/06, Art. 10) (Fuente: R CREG 096/06, Art. 9) (Fuente: R CREG 096/06, Art. 8) (Fuente: R CREG 079/06, Art. 18)
ARTÍCULO 3.16.16.2. LIQUIDACIÓN DEL PROGRAMA DE RACIONAMIENTO VERIFICADO PGR. De acuerdo con la verificación del programa de racionamiento, los saldos en la liquidación resultantes de aplicar la Parte 3.16 asociados a la demanda racionada, serán asignados en relación con lo establecido en el artículo 3.16.7.3 de esta resolución PARÁGRAFO. El operador del mercado propondrá a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, el procedimiento para definir el racionamiento verificado debido a incumplimientos de OEF según lo establecido en el artículo 3.16.7.3 de esta resolución. La CREG evaluará y adoptará mediante resolución el procedimiento propuesto. (Fuente: R CREG 212/15, Art. 13)
TÍTULO 17 CONCILIACIÓN, LIQUIDACIÓN Y FACTURACIÓN DEL CARGO POR CONFIABILIDAD (ANEXO 8)
CAPÍTULO 1 INTRODUCCIÓN ARTÍCULO 3.16.17.1.1. INTRODUCCIÓN. El SIC procederá a efectuar la conciliación, liquidación y facturación del Cargo por Confiabilidad de conformidad con las siguientes reglas: (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 8) (Fuente: R CREG 079/06, Art. 19)
CAPÍTULO 2 CONCILIACIÓN ARTÍCULO 3.16.17.2.1. DETERMINACIÓN DE LA REMUNERACIÓN REAL INDIVIDUAL DIARIA DE LA OBLIGACIÓN DE ENERGÍA FIRME ASOCIADA A LA PLANTA Y/O UNIDAD DE GENERACIÓN (RRID) Y REMUNERACIÓN REAL TOTAL (RRT). La remuneración real individual diaria de la Obligación de Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i en el día d del mes m siguiente fórmula:
se calculará de acuerdo con la
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Donde: Disponibilidad Comercial de la planta i en la hora h del día d del mes m, expresado en kilovatios (kW), sin considerar la indisponibilidad respaldada mediante contratos de respaldo, declaraciones de respaldo o cualquier otro anillo de seguridad diferente a Subasta de Reconfiguración de Venta. Este respaldo debió registrarse previamente ante el ASIC. Para los contratos de mercado secundario cuando el precio de bolsa sea mayor que el precio de escasez de activación se considerarán las cantidades despachadas de estos tipos de cubrimiento. Cuando no se cumpla la condición anterior, se considerará la cantidad registrada de estos tipos de cubrimiento. El cálculo de esta componente se realizará de la siguiente forma:
Donde: Compras en contratos de respaldo o en declaraciones de respaldo para la planta o unidad de generación i vigentes en el día d del mes m. Demanda Desconectable Voluntaria asociada a la planta i en el día d del mes m. Para los casos en que el precio de bolsa haya superado el precio de escasez de activación en algunos periodos horarios del día d, se considerará la Demanda Desconectable Voluntaria Verificada, DDVVi,d,m, de la planta i. Mientras el precio de bolsa haya sido inferior al precio de escasez de activación en todos los periodos horarios del día d, se considerará la DDV contratada, CDDVi,d,m, de la planta i. Disponibilidad Comercial Normal calculada según la metodología definida en la Resolución CREG-024 de 1995 para la planta o unidad de generación i en la hora h del día d. OEF de Venta para cumplir la OEF de la planta o unidad de generación i en el día d del mes m, expresada en kilovatioshora (kWh). Obligación Diaria de Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i en el día d del mes m, expresada en kilovatios-hora (kWh). Ventas en contratos de respaldo o en declaraciones de
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respaldo con la planta o unidad de generación i vigentes en el día d del mes m. Precio Promedio Ponderado del Cargo por Confiabilidad de la Obligación de Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i vigente en el mes m, expresado en dólares por kilovatio-hora (USD/kWh), que se calculará de acuerdo con la siguiente expresión:
Donde: Precio al cual fue asignada la Obligación de Energía Firme asociada a la planta y/o unidad de generación i vigente en el mes m, asignada en la subasta s o en el mecanismo que haga sus veces o en los menús, expresado en dólares por kilovatio hora (USD/kWh). Obligación Diaria de Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i en el mes m, asignada en la subasta s o el mecanismo que haga sus veces. Subasta para la asignación de Obligaciones de Energía Firme, mecanismo que haga sus veces o Subasta de Reconfiguración.
s:
El valor de se convertirá a pesos por kilovatio hora (COP/kWh), utilizando la TRM correspondiente al último día del mes liquidado, publicada por la Superintendencia Financiera. La Remuneración Real Total Mensual para el mes m (RRTm) se obtendrá aplicando la siguiente fórmula:
n: k:
Remuneración Real Individual Diaria de la Obligación de Energía Firme respaldada por la planta y/o unidad de generación i en el día d del mes m. Número de días del mes m. Número de plantas y/o unidades de generación”.
(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 8 Num. 8.1.1) (Fuente: R CREG 140/17, Art. 18) (Fuente: R CREG 011/15, Art. 22) (Fuente: R CREG 203/13, Art. 13) (Fuente: R CREG 124/12, Art. 3) (Fuente: R CREG 063/10, Art. 19) (Fuente: R CREG 085/07, Art. 6) (Fuente: R CREG 096/06, Art. 11) (Fuente: R CREG 079/06, Art. 19)
ARTÍCULO 3.16.17.2.2. DETERMINACIÓN DE LAS OEF DE VENTA (OEFV) DIARIAS. Las OEFV diarias de la planta i del agente j se determinarán mediante la siguiente expresión:
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Donde: OEFVi,d,m OEF de Venta para cumplir la OEF de la planta o unidad de generación i en el día d del mes m. OEFVAi,j
OEF de Venta asignada a la planta i del generador j en Subasta de Reconfiguración de Venta.
Dm
Demanda Objetivo del mes m.
Dj
Demanda Objetivo para el primer año del Período de Vigencia de la Obligación asignada al generador j.
DCd,m
Demanda Comercial Total Doméstica del sistema para el día d del mes m.
DDVVd,m
Demanda desconectable voluntaria verificable en el día d del mes m.
RDVd,m
Reducción de energía verificada del programa de RD en el día d del mes m.
PGRd,m
Programa de racionamiento verificado en el día d del mes m.
DCm
Demanda Comercial total Doméstica del sistema para el mes m.
DDVVm
Demanda desconectable voluntaria verificable en el mes m.
RDVm
Reducción de energía del programa de RD en el mes m.
PGRm
Programa de racionamiento verificado en el mes m.
(Fuente: R CREG 124/12, Art. 2) (Fuente: R CREG 011/15, Art. 18)
ARTÍCULO 3.16.17.2.3. CÁLCULO DEL COSTO EQUIVALENTE REAL EN ENERGÍA DEL CARGO POR CONFIABILIDAD (CERE). Para efectos de liquidación y facturación de cada uno de los meses del Período de Vigencia de la Obligación se usará el CERE, que será calculado mediante la siguiente expresión:
Donde: CEREm
Costo equivalente real en energía del mes m
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RRTm
Remuneración real total mensual en el mes m
GRm Generación real en el mes m expresada en kilovatios hora (kWh). Para las plantas no despachadas centralmente se considera exclusivamente sus ventas de energía en bolsa. DDVVm
Demanda desconectable voluntaria verificada en el mes m
RDVm
Reducción de energía verificada del programa RD en el mes m
El Costo Equivalente en Energía (CEE), expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh) que será usado para efectos de cotización en la Bolsa, se calculará cada mes mediante la fórmula:
Donde: CEEm
Costo equivalente en energía del mes m
Pi,m,s Precio al cual fue asignada la Obligación de Energía Firme asociada a la planta y/o unidad de generación i vigente en el mes m, asignada en la subasta s o en el mecanismo que haga sus veces, expresado en dólares por kilovatio hora (US$/kWh). OMEFRi,j,m Obligación mensual de energía firme respaldada por la planta o unidad de generación i del generador j en el mes m. ETDPm Energía total demandada proyectada en el SIN para cada mes, expresada en kilovatios hora. El valor de Pi,m,s se convertirá a pesos por kilovatio hora ($/kWh), utilizando TRM correspondiente al día hábil inmediatamente anterior al día de la fijación del CEE, publicada por la Superintendencia Financiera. El CND fijará el CEE para las ofertas de cada nuevo mes con tres (3) días de anticipación. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 8 Num. 8.1.2) (Fuente: R CREG 011/15, Art. 23) (Fuente: R CREG 063/10, Art. 17) (Fuente: R CREG 079/06, Art. 19)
CAPÍTULO 3 LIQUIDACIÓN Y FACTURACIÓN ARTÍCULO 3.16.17.3.1. CÁLCULO DEL VALOR A RECAUDAR DE CADA PLANTA Y/O UNIDAD DE GENERACIÓN I (VRI,M). Cada planta y/o unidad de generación recaudará a través de sus ventas de energía la cantidad resultante de aplicar la siguiente expresión:
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Donde: Gi,m:
Es la generación real de la planta o unidad de generación i en el mes m, expresada en kilovatios hora. Las plantas no despachadas centralmente recaudarán con sus ventas en bolsa.
(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 8 Num. 8.2.1) (Fuente: R CREG 079/06, Art. 19)
ARTÍCULO 3.16.17.3.2. CÁLCULO DEL VALOR A DISTRIBUIR DE CADA PLANTA Y/O UNIDAD DE GENERACIÓN I (VDI). Cada planta y/o unidad de generación i tendrá derecho a recibir la cantidad resultante de aplicar la siguiente expresión:
Donde: n:
Número de días del mes m.
Donde: DDVVi,d,m: n:
Demanda desconectable voluntaria verificable asociada a la planta y/o unidad de generación i en el día d del mes m. Número de días del mes m.
Con el resultado del Valor a Distribuir (VDi), el Valor a recaudar (VRi) y la Demanda Desconectable Voluntaria Verificable (DDVVi) multiplicada por el CERE, se calculará mensualmente para cada planta y/o unidad de generación i, el valor F i mediante la siguiente expresión:
Cuando Fi sea positivo, se originará un saldo a favor del agente generador en el SIC. Cuando Fi sea negativo, se producirá por parte del SIC un cobro al agente generador correspondiente. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 8 Num. 8.2.2) (Fuente: R CREG 203/13, Art. 14) (Fuente: R CREG 079/06, Art. 19)
TÍTULO 18 MODELO DE OPTIMIZACIÓN PARA EL CÁLCULO DE LA ENFICC (ANEXO 9) ARTÍCULO 3.16.18.1. FORMULACIÓN DEL MODELO DE OPTIMIZACIÓN.
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Para modelar dentro del problema de optimización los criterios y procedimientos descritos en la Parte 3.16R_CREG_0071_2006 - Anexo 3*NO EXISTE EL BOOKMARK y hacer posible el cálculo de la ENFICC en un solo paso la formulación matemática es la siguiente: Maximice ENFICC Sujeto a: Restricción de balance hidráulico para plantas autónomas
Balance hidráulico Autónomo Restricción de balance hidráulico para Tratamiento de Cadenas (Modelo de Cadenas)
Balance hidráulico planta sin bombeo
Balance hidráulico planta con bombeo
Control de bombeo
Restricción de producción para plantas
Producción de ENFICC base
Turbinado para plantas sin bombeo
Turbinado plantas con bombeo (Modelo Cadena)
Restricciones para controlar vertimientos Control de nivel máximo del embalse
Control límite máximo variable de vertimiento
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Límite mínimo de vertimiento
Control máximo de turbinamiento factible 1
Energía Disponible Adicional
Control activación variable binaria ui, m
Restricciones de criterios definidos para plantas con curva guía máxima o volumen de espera
Control de Activación de Curva Máxima
Control de Activación de Curva Máxima
Control máximo de turbinamiento factible 2
Control activación variables binarias
Restricciones para cumplir los criterios definidos para plantas con curva guía mínima
Control de mínimo técnico Activación Curva Guía Mínima
Control de turbinamiento a cero
Restricciones para Garantizar convergencia por Turbinamientos Mínimos
Control de mínimo técnico
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Restricción de relajación turbinado mínimo
Control activación variable de relajación
Límites:
donde:
Si tiene curva guía mínima
Si no tiene curva guía mínima
Variable de nivel de embalse en Mm3 en el mes m para la planta i Variable de nivel de turbinamiento de la planta en Mm3 en el mes m para la planta i Variable de nivel de vertimiento de la planta en Mm3 en el mes m para la planta i Variable del nivel de turbinamiento correspondiente a la ENFICC base para la planta i Variable del nivel de turbinamiento correspondiente a Energía
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Disponible Adicional para la planta i Variable de relajación de la restricción de turbinamiento mínimo para la planta i Variable de nivel de turbinamiento (bombeo más turbinamiento aguas abajo) de la planta i en Millones de metros cúbicos (Mm3 o hm3) en el mes m Variable de nivel de bombeo de la planta i Mm3 en el mes m Variable de nivel de bombeo recibida por la planta i proveniente de la planta j en Mm3 en el mes m Conjunto de embalses asociados aguas arriba j que turbinan, vierten o bombean en la primera planta de la cadena i (sólo para cálculo de ENFICC de cadenas) Variable binaria (1/0) que controla que sólo se genere por encima de la ENFICC (Energía Disponible Adicional) en los meses (m) en que el embalse este al máximo de su capacidad. Variable binaria (1/0) que controla que sólo se sólo se vierta en los meses (m) en que el embalse este por encima del máximo de su capacidad. Variables binarias (1/0) que controlan la operación de la planta para cuando el volumen del embalse supera el nivel de la curva guía máxima Variable binaria (1/0) que controla la activación de la relajación de la restricción de turbinamiento mínimo Variable binaria (1/0) para el manejo de la curva mínima técnica Dato de caudal aportado a la planta en el mes m en Mm3. Para plantas en cadena que usan el Modelo Autónomo, se debe sumar como aporte el valor turbinado y/o vertido de las plantas asociadas aguas arriba. Dato del factor medio de conversión de la planta i Para el mes m = 1, corresponde al dato de entrada del nivel
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inicial del embalse. Para m > 1, corresponde a la Variable que indica el nivel del embalse para el mes m-1 IHFi
Índice de Indisponibilidad Histórica Forzada de la planta
CENi
Capacidad Efectiva Neta de la planta i en MW Número de horas del mes m Dato del valor del nivel máximo de la curva guía o volumen de espera del embalse en Mm3 en el mes m Dato del valor del nivel mínimo de la curva guía mínima del embalse en Mm3 en el mes m Capacidad máxima del embalse en Mm3 Mínimo nivel del embalse en Mm3
(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 9 Num. 9.1) (Fuente: R CREG 079/06, Art. 20)
ARTÍCULO 3.16.18.2. PARÁMETROS DE CONVERGENCIA. En el caso de que el problema de optimización incluya variables binarias, requiere ser resuelto usando técnicas de programación entera mixta (MIP), para lo cual se considerará un parámetro de convergencia absoluta de 1x10-4. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 9 Num. 9.2) (Fuente: R CREG 079/06, Art. 20)
ARTÍCULO 3.16.18.3. RESULTADOS. Los resultados del problema de optimización se expresarán en números enteros y en kilovatios hora/día (kWh/día). (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 9 Num. 9.3) (Fuente: R CREG 079/06, Art. 20)
TÍTULO 19 REGLAMENTO DE LA SUBASTA PARA LA ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME (ANEXO 10)
CAPÍTULO 1 INTRODUCCIÓN (descripción no original)
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ARTÍCULO 3.16.19.1.1. OBJETO. Mediante la presente Resolución se adopta el Reglamento de la Subasta para la Asignación de las Obligaciones de Energía Firme en el Mercado de Energía Mayorista, y se derogan algunas normas de la Parte 3.16. Las normas contenidas en esta resolución hacen parte del Reglamento de Operación expedido para regular el funcionamiento del Mercado de Energía Mayorista. (Fuente: R CREG 102/07, Art. 1)
CAPÍTULO 2 REPORTE DE INFORMACIÓN
SECCIÓN 1 REPORTE DE INFORMACIÓN SOBRE PLANTAS O UNIDADES DE GENERACIÓN NUEVAS ARTÍCULO 3.16.19.2.1.1. REPORTE DE INFORMACIÓN SOBRE PLANTAS O UNIDADES DE GENERACIÓN NUEVAS. Las personas que se encuentren gestionando o adelantando proyectos de Plantas o Unidades de Generación Nuevas deberán remitir a la CREG la siguiente información, en los plazos que aquí se señalan y en la forma que para el efecto establezca la Dirección Ejecutiva mediante circular: (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 1.1) (Fuente: R CREG 102/07, Art. 2)
ARTÍCULO 3.16.19.2.1.2. DECLARACIÓN DE INTERÉS. Documento suscrito por el representante legal, mediante el cual se informa a la CREG el interés de participar en la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme. Esta declaración se deberá reportar a la CREG dentro de los plazos establecidos en la resolución de que trata el artículo 3.16.3.1.2 de esta resolución y deberá contener: a) Identificación del Agente; b) Identificación del Proyecto; c) Período de Vigencia de la Obligación para el cual se tiene interés, expresado en años; d) Fecha estimada de entrada en operación comercial de la planta o unidad de generación; e) Estimación de la capacidad efectiva neta de la planta o unidad de generación y su ENFICC. Diez (10) días después de recibida la información anterior, el Director Ejecutivo de la CREG mediante Circular informará el número de proyectos inscritos. La demás información recibida con la Declaración de Interés, se publicará posteriormente con los parámetros que declaren los agentes. PARÁGRAFO. Para la primera Subasta la Declaración de Interés deberá hacerse dentro del
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plazo establecido en la Resolución CREG-031 de 2007 o aquellas que la modifiquen o sustituyan. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 1.1.1) (Fuente: R CREG 102/07, Art. 2)
ARTÍCULO 3.16.19.2.1.3. DECLARACIÓN DE PARÁMETROS. La declaración de los parámetros para la determinación de la Enficc y la información requerida para participar en la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme deberá ser remitida en los plazos establecidos en la Resolución de que trata el artículo 3.16.3.1.2 de esta resolución. Los agentes que van a declarar fraccionamiento de plantas nuevas para la Subasta deberán reportar los parámetros y Enficc del total de cada una de las posibles combinaciones de fracciones, en los mismos plazos señalados en este numeral. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 1.1.2) (Fuente: R CREG 019/08, Art. 4) (Fuente: R CREG 102/07, Art. 2)
SECCIÓN 2 REPORTE DE INFORMACIÓN SOBRE PLANTAS O UNIDADES DE GENERACIÓN EXISTENTES ARTÍCULO 3.16.19.2.2.1. REPORTE DE INFORMACIÓN SOBRE PLANTAS O UNIDADES DE GENERACIÓN EXISTENTES. Los agentes generadores que representen Plantas o Unidades de Generación Existentes en el Mercado de Energía Mayorista deberán remitir a la CREG la siguiente información: (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 1.2) (Fuente: R CREG 102/07, Art. 2)
ARTÍCULO 3.16.19.2.2.2. RETIROS TEMPORALES. Los agentes generadores que representen comercialmente Plantas o Unidades de Generación Existentes y que planeen retirarlas temporalmente de la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme deberán informar a la CREG, dentro de los plazos que esta defina, mediante comunicación suscrita por el representante legal debidamente autorizado, su decisión de Retiro Temporal. Con dicha comunicación deberán remitir: a) Una Función de Oferta, para cada una de las plantas o unidades de generación expresamente identificadas, en la cual se determine el retiro temporal de cada planta o unidad para los casos en que el precio de la subasta sea menor o igual a 0.8 veces el CE, la Función de Oferta reportada no podrá ser modificada durante el proceso de subasta; b) Período de Vigencia para el cual se hace efectivo el Retiro Temporal de la planta o unidad de generación. Cuando el agente opte por el retiro temporal de una planta o unidad de generación deberá remitir la totalidad de la información requerida en la regulación vigente, en la oportunidad aquí señalada.
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(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 1.2.1) (Fuente: R CREG 102/07, Art. 2)
ARTÍCULO 3.16.19.2.2.3. RETIROS DEFINITIVOS. Los agentes generadores que representen comercialmente plantas o unidades de generación existentes y que planeen retirarlas definitivamente de la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme deberán informar a la CREG, dentro de los plazos que esta defina, mediante comunicación suscrita por el representante legal debidamente autorizado, su decisión de Retiro Definitivo. La información sobre retiros solo será pública una vez finalizada la Subasta. Por tal razón, el Administrador de la Subasta y los agentes no podrán divulgar esta información antes de dicha oportunidad. La divulgación de esta información antes de finalizada la Subasta, independientemente de que quien la haga participe o no en la Subasta, será considerada como un acto contrario a la regulación que afecta la debida realización de la Subasta. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 1.2.2) (Fuente: R CREG 102/07, Art. 2)
ARTÍCULO 3.16.19.2.2.4. CONFIRMACIÓN DE LA ENFICC. Todos los agentes que representan comercialmente plantas o unidades de generación que hayan declarado ENFICC de conformidad con la regulación vigente, deberán remitir a la CREG, dentro de los plazos que esta defina, una comunicación suscrita por el representante legal en la cual confirmen la ENFICC asociada a cada una de las plantas o unidades de generación o informan posibles modificaciones a la misma por causas expresamente previstas en la regulación. Lo anterior sin perjuicio de las fechas que para la declaración de ENFICC establezca la CREG en la resolución de que trata el artículo 3.16.3.1.2 de esta resolución. PARÁGRAFO. Los plazos para la información de Retiros Temporales y Retiros Definitivos aplicables en la primera subasta para la asignación de Obligaciones de Energía Firme son los establecidos en el artículo 2o de la Resolución CREG-027 de 2007 . (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 1.2.3) (Fuente: R CREG 102/07, Art. 2)
SECCIÓN 3 REPORTE DE INFORMACIÓN POR PARTE DE GENERADORES CON PLANTAS O UNIDADES DE GENERACIÓN QUE DESEEN PRESENTAR OBRAS QUE NO SE HAN INICIADO A LA FECHA DE LA SUBASTA, PARA CLASIFICAR Y PARTICIPAR COMO PLANTAS ESPECIALES CON CIERRES DE CICLO O POR REPOTENCIACIÓN, O COMO PLANTAS EXISTENTES CON OBRAS ARTÍCULO 3.16.19.2.3.1. REPORTE DE INFORMACIÓN POR PARTE DE GENERADORES CON PLANTAS O UNIDADES DE GENERACIÓN QUE DESEEN PRESENTAR OBRAS QUE NO SE HAN INICIADO A LA FECHA DE LA SUBASTA, PARA CLASIFICAR Y PARTICIPAR COMO PLANTAS ESPECIALES CON CIERRES DE CICLO O POR REPOTENCIACIÓN, O COMO PLANTAS EXISTENTES CON OBRAS.
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Los agentes generadores con plantas existentes que deseen adelantar obras que no se han iniciado a la fecha de la Subasta, para clasificar y participar como plantas especiales con cierres de ciclos o por repotenciación, o como planta existente con obras, deberán remitir a la CREG la siguiente información, en los plazos que aquí se señalan y en la forma que para el efecto establezca la Dirección Ejecutiva mediante circular: (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 1.3) (Fuente: R CREG 102/07, Art. 2)
ARTÍCULO 3.16.19.2.3.2. DECLARACIÓN DE INTERÉS. Documento suscrito por el representante legal mediante el cual se informa a la CREG el interés de participar en la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme. Esta declaración deberá ser remitida en los plazos que para tal fin establezca la resolución de que trata el artículo 3.16.3.1.2 de esta resolución y deberá contener: a) Identificación del Agente; b) Identificación del Proyecto; c) Período de Vigencia de la Obligación para el cual se tiene interés, indicando fecha de inicio (mes, año) y fecha de finalización (mes, año); d) Fecha estimada de entrada en operación comercial de la planta o unidad de generación con la obra o de las obras que incrementan la ENFICC; e) Estimación de la capacidad efectiva neta de la planta o unidad de generación, diferenciando la capacidad actual y lo que se agregaría con la obra. Igualmente se debe entregar una estimación de la ENFICC, diferenciando la ENFICC actual y la que se agregaría con la obra. Diez (10) días después de recibida la información anterior, el Director Ejecutivo de la CREG mediante Circular informará el número de proyectos inscritos. La demás información recibida con la Declaración de Interés, se publicará posteriormente con los parámetros que declaren los agentes. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 1.3.1) (Fuente: R CREG 102/07, Art. 2)
ARTÍCULO 3.16.19.2.3.3. DECLARACIÓN DE PARÁMETROS. La declaración de los parámetros para la determinación de la ENFICC y la información requerida para participar en la subasta de Obligaciones de Energía Firme deberá ser remitida en los plazos que para tal fin establezca la Resolución de que trata el artículo 3.16.3.1.2 de esta resolución. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 1.3.2) (Fuente: R CREG 102/07, Art. 2)
ARTÍCULO 3.16.19.2.3.4. PERÍODO DE VIGENCIA DE LA OBLIGACIÓN. El Período de Vigencia de la Obligación al que podrá optar el agente que la respalde con plantas o unidades especiales, existentes con obras o existente será el que se obtenga de
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aplicar las siguientes reglas: a) Si al cierre de la subasta, la ENFICC de la planta o unidad incluye la ENFICC adicional de la obra a ejecutar, el agente podrá optar por un Período de Vigencia de la Obligación así: i) hasta por diez (10) años, si es planta especial con cierre de ciclo o por repotenciación; y ii) hasta por cinco (5) años, si es planta existente con obras; b) Si al cierre de la subasta, la ENFICC de la planta es igual a la ENFICC de la planta existente, el Período de Vigencia de la Obligación será de un (1) año. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 1.3.3) (Fuente: R CREG 102/07, Art. 2)
SECCIÓN 4 PROHIBICIÓN DE MODIFICAR LA INFORMACIÓN DECLARADA PARA PARTICIPAR EN UNA SUBASTA ARTÍCULO 3.16.19.2.4.1. PROHIBICIÓN DE MODIFICAR LA INFORMACIÓN DECLARADA PARA PARTICIPAR EN UNA SUBASTA. Vencido el plazo de una actividad establecido en la Resolución de que trata el artículo 3.16.3.1.2 de esta resolución no se podrá modificar la información declarada para participar en la respectiva Subasta. $&$ (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 1.4) (Fuente: R CREG 030/08, Art. 2)
CAPÍTULO 3 ORGANIZACION DE LA SUBASTA PARA LA ASIGNACION DE OBLIGACIONES DE ENERGIA FIRME
SECCIÓN 1 RESPONSABILIDADES Y DEBERES DEL ADMINISTRADOR DE LA SUBASTA ARTÍCULO 3.16.19.3.1.1. RESPONSABILIDADES Y DEBERES DEL ADMINISTRADOR DE LA SUBASTA. El Administrador de la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme tendrá entre otras las siguientes responsabilidades y deberes: 1. Establecer, operar y mantener el Sistema de Subasta, el cual deberá estar en operación comercial a más tardar treinta (30) días calendario antes de la fecha programada para la realización de la subasta. 2. Conservar registros históricos, en medios electrónicos, de la totalidad de operaciones realizadas en desarrollo de la subasta de conformidad con las disposiciones legales vigentes en materia de conservación de documentos. 3. Ofrecer e impartir la capacitación y asistencia necesaria a todos los agentes en el manejo y
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operación del Sistema de Subasta de conformidad con las características propias de cada uno. 4. Emitir los certificados a cada una de las personas que haya recibido la capacitación y demuestre un adecuado manejo y operación del Sistema de Subasta. 5. Reportar a las autoridades competentes las actuaciones irregulares que se presenten en el proceso de subasta, sin perjuicio de las funciones atribuidas al Auditor. 6. Contratar el Auditor de la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme, proceso que debe estar finalizado por lo menos treinta (30) días antes de la fecha programada para la realización de la subasta. 7. Contratar el subastador de la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme, proceso que debe estar finalizado por lo menos treinta (30) días antes de la fecha programada para la realización de la subasta. 8. Emitir los certificados de asignación de Obligaciones de Energía Firme establecidos en la regulación vigente, en los cuales además se hará constar expresamente que dichas obligaciones tienen la naturaleza de una transacción de energía firme realizada en el Mercado de Energía Mayorista. 9. Suspender la Subasta cuando sea requerido por el Auditor o el Subastador de conformidad con las disposiciones contenidas en el presente Reglamento. 10. Establecer los canales formales de comunicación entre los agentes y el Administrador durante la Subasta. 11. Realizar auditorías operativas a los sistemas computacionales y de comunicaciones que destinen los agentes para participar en la Subasta de Obligaciones de Energía Firme. El objetivo de la auditoría será verificar si el sistema cumple con los requisitos establecidos por el Administrador para acceder en forma adecuada al Sistema de Subasta. Solo podrán acceder desde equipos localizados en el territorio nacional. El Administrador de la Subasta podrá encomendar esta auditoría operativa al Auditor de la Subasta. Los costos de la auditoría deberán ser asumidos por cada uno de los agentes participantes en la Subasta. 12. El Administrador de la Subasta podrá elaborar los reglamentos que considere necesarios para llevar a cabo las actividades encomendadas, los cuales deberán ser puestos a consideración de la CREG para su aprobación a más tardar 60 días calendario antes de la realización de la subasta. En especial deberá establecer la estructura computacional y de comunicaciones requerida por los agentes y que sean necesarias para su acceso al sistema. 13. Todo valor agregado dado por el Administrador a la información resultante del proceso de subasta será de propiedad y dominio exclusivo del Administrador. En consecuencia, el Administrador podrá comercializar la información por los medios que considere conveniente. Lo anterior sin perjuicio de las disposiciones contenidas en el presente Reglamento. El Administrador deberá divulgar la información que haya sido registrada a través del Sistema o se haya incorporado al mismo acudiendo a otras fuentes. Para este efecto una vez finalizada la Subasta, en el término de un (1) día el Administrador publicará la totalidad de información asociada a la misma, de conformidad con las disposiciones contenidas en este reglamento.
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(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 2.1) (Fuente: R CREG 102/07, Art. 2)
SECCIÓN 2 RESPONSABILIDADES Y DEBERES DEL AUDITOR DE LA SUBASTA ARTÍCULO 3.16.19.3.2.1. RESPONSABILIDADES Y DEBERES DEL AUDITOR DE LA SUBASTA. El Auditor de la Subasta será una persona natural o jurídica con reconocida experiencia en procesos de auditoría, quien tendrá a su cargo las siguientes responsabilidades y deberes: 1. Verificar la correcta aplicación de la regulación vigente para el desarrollo de la Subasta. 2. Verificar que las comunicaciones entre los agentes participantes y el Administrador de la Subasta se realicen única y exclusivamente mediante los canales formales de comunicación establecidos por este último. 3. Verificar que durante la Subasta se sigan expresamente los pasos y reglas establecidos en este reglamento. 4. Solicitar al Administrador la suspensión de la Subasta cuando considere que no se está dando cumplimiento a las disposiciones contenidas en la regulación vigente. 5. Remitir a la CREG, dentro de los cinco (5) días siguientes a la finalización de la subasta, un informe en el cual se establezca, sin ambigüedades, el cumplimiento o no de la regulación vigente en dicho proceso. Para los casos en los cuales el Auditor establezca que en la Subasta respectiva no se dio cumplimiento a la normatividad vigente, el proceso adelantado no producirá efectos, y la CREG procederá a programar la Subasta nuevamente, sin perjuicio de las acciones penales y/o civiles y las actuaciones administrativas a que haya lugar contra las personas que hayan incumplido la normatividad vigente. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 2.2) (Fuente: R CREG 102/07, Art. 2)
SECCIÓN 3 RESPONSABILIDADES Y DEBERES DEL SUBASTADOR ARTÍCULO 3.16.19.3.3.1. RESPONSABILIDADES Y DEBERES DEL SUBASTADOR. El Subastador será una persona natural con reconocida experiencia internacional en la materia, quien tendrá a su cargo las siguientes responsabilidades y deberes: 1. Establecer el Precio de Apertura y el Precio de Cierre de cada una de las rondas. 2. Establecer la duración de cada una de las rondas, e informarla al Administrador de la Subasta al inicio de cada ronda.
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3. Declarar el cierre de la subasta e informar el Precio de Cierre de la misma. 4. Remitir a la CREG un informe, dentro de los diez (10) días siguientes a la finalización de la subasta en el que evalúe, sin ambigüedades, la clasificación de la subasta y los resultados obtenidos. 5. El Subastador pondrá en conocimiento de todos los agentes, únicamente y exclusivamente, el Precio de Apertura, el Precio de Cierre y la duración de cada ronda. Dicha información deberá ponerla en conocimiento al inicio de cada ronda. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 2.3) (Fuente: R CREG 102/07, Art. 2)
SECCIÓN 4 OBLIGACIONES DE LOS AGENTES EN RELACIÓN CON EL USO DEL SISTEMA DE SUBASTA ARTÍCULO 3.16.19.3.4.1. OBLIGACIONES DE LOS AGENTES EN RELACIÓN CON EL USO DEL SISTEMA DE SUBASTA. Los agentes participantes de la Subasta para la Asignación de las Obligaciones de Energía Firme deberán cumplir las siguientes obligaciones relacionadas con la utilización del Sistema de Subasta: 1. Los agentes generadores habilitados para participar en la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme deberán utilizar u operar el Sistema de Subasta única y exclusivamente a través de personal debidamente capacitado para el efecto por el Administrador de la Subasta, que haya recibido el respectivo certificado de capacitación emitido por este. 2. Tener a su disposición la estructura operativa y el equipo computacional y de comunicaciones apropiado de acuerdo con las especificaciones operativas y técnicas establecidas por el Administrador de la Subasta. 3. El cumplimiento de las obligaciones a que se refieren los numerales 1 y 2 deberá acreditarse, ante el Administrador de la Subasta previamente al inicio de la Subasta, mediante una declaración suscrita por un representante legal del agente debidamente facultado. 4. Permitir al Administrador de la Subasta realizar las auditorías a los sistemas computacionales y de comunicaciones utilizados por el agente para su participación en las subastas de Obligaciones de Energía Firme. 5. Mantener bajo su exclusiva responsabilidad y estrictos estándares de seguridad y confidencialidad, las claves de acceso al Sistema de Subasta. 6. Abstenerse de realizar actos de competencia desleal, contrarios a la libre competencia o contrarios a legislación o a la regulación vigente o que afecten la transparencia del proceso o la adecuada formación de precios.
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7. Informar de manera inmediata al Administrador cualquier error o falla del Sistema de Subasta. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 2.4) (Fuente: R CREG 102/07, Art. 2)
SECCIÓN 5 SISTEMA DE SUBASTA ARTÍCULO 3.16.19.3.5.1. SISTEMA DE SUBASTA. La plataforma tecnológica requerida para la realización de las Subastas para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme que será implementada por el Administrador de la Subasta, deberá cumplir con los siguientes requisitos mínimos. 1. Debe ser una plataforma basada en protocolos de Internet, que permita el acceso a cada uno de los agentes habilitados para participar en la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme desde el sitio en el territorio nacional donde estos dispongan de la infraestructura de computación y comunicaciones necesarias para tal fin. 2. Las bases de datos y servidores del sistema de subasta deberán permanecer en el sitio que para tal fin establezca el Administrador. 3. Debe garantizar la autenticación de los usuarios que acceden al sistema. 4. Debe cumplir las exigencias establecidas en la legislación que rige en materia de comercio electrónico. 5. Debe tener un sistema de manejo de información confidencial. 6. Debe incluir sistemas de respaldo que garanticen la operación continua durante el proceso de subasta. 7. Debe estar provista de una aplicación especial que le permita al Subastador obtener la información requerida para conducir la Subasta. 8. El Sistema de Subasta deberá estar dotado de un registro de todos los procesos realizados en él, incluyendo el registro de ingreso de cada uno de los usuarios. 9. El Sistema de Subasta deberá verificar de manera automática que la Función de Oferta remitida por cada uno de los agentes cumpla con las condiciones establecidas en el presente reglamento. 10. El Administrador de la Subasta deberá realizar una auditoría operativa y de sistemas para verificar el adecuado funcionamiento del Sistema de Subasta y certificar su correcta operación frente a las especificaciones técnicas, operativas y de seguridad, respecto del programa y de los equipos. Igualmente, deberá remitir el certificado de dicha auditoría a la CREG antes de la fecha de inicio de la Subasta. 11. El Administrador de la Subasta no será responsable por la suspensión o interrupción de
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los servicios, ni por las deficiencias mecánicas, electrónicas o de software que se observen en la prestación del servicio, derivadas de las limitaciones tecnológicas propias del sistema computacional, ni por cualquier otro hecho que escape al control del Administrador, como caso fortuito o fuerza mayor. No obstante, es obligación del Administrador contar con los sistemas de respaldo que considere necesarios para el correcto funcionamiento del sistema. 12. Quince (15) días calendario antes de la fecha programada para la realización de la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme el Administrador deberá realizar, directamente o a través de una empresa especializada, una auditoría de los sistemas computacionales y de comunicación requeridos por cada uno de los agentes para participar en las Subastas para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme, los costos asociados a dichas auditorías serán asumidos por cada uno de los agentes. 13. Aquellos agentes cuyos sistemas computacionales o de comunicaciones no cumplan con los requisitos establecidos solo podrán participar en la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía firme haciendo uso de las estaciones de trabajo habilitadas para tal fin en las oficinas del Administrador. 14. Para los agentes que representan únicamente plantas o unidades de generación existentes será opcional disponer de la plataforma tecnológica requerida para participar en la subasta de Obligaciones de Energía Firme, para lo cual deberán informar de dicha situación al Administrador. En caso de que el agente opte por no disponer de esta plataforma tecnológica, durante la Subasta la ENFICC declarada para cada una de las plantas o unidades existentes se considerará ofertada a cada nivel de precio hasta el punto en el cual se alcancen las condiciones de retiro temporal cuando estas hayan sido informadas por el agente, momento en el cual el Administrador hará uso de la Función de Oferta de retiro enviada por el agente respectivo. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 2.5) (Fuente: R CREG 102/07, Art. 2)
SECCIÓN 6 MECANISMOS DE CONTINGENCIA ARTÍCULO 3.16.19.3.6.1. MECANISMOS DE CONTINGENCIA. Cuando el Sistema de Subasta se suspenda por las causas señaladas a continuación, se procederá como se indica para cada una de ellas. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 2.6) (Fuente: R CREG 102/07, Art. 2)
ARTÍCULO 3.16.19.3.6.2. SUSPENSIÓN TOTAL DE LA OPERACIÓN DEL SISTEMA DE SUBASTA. Si el Sistema de Subasta interrumpe su operación por fallas técnicas durante el transcurso de una ronda, afectando total o parcialmente el servicio se procederá como sigue: a) Una vez restablecida la operación del Sistema de Subasta, si a criterio del Subastador existe tiempo suficiente para realizar nuevamente la Ronda el Administrador procederá a informarlo a los agentes participantes. Esta Ronda tendrá las mismas condiciones de Precio de Apertura,
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Precio Cierre y duración vigentes de la Ronda en la cual se suspendió el servicio del sistema. Antes de iniciar nuevamente la Ronda el sistema deberá eliminar la totalidad de las ofertas realizadas durante la Ronda en la cual se presentó la suspensión; b) Una vez restablecida la operación del Sistema de Subasta, si a criterio del Subastador no existe tiempo suficiente para realizar nuevamente Ronda, el Administrador procederá a informarlo a los agentes participantes, y la operación del Sistema se suspenderá hasta el día hábil siguiente. La nueva Ronda tendrá las mismas condiciones de Precio de Apertura, Precio de Cierre y duración de la Ronda en la cual se suspendió el servicio del sistema. Antes de iniciar la Ronda el sistema deberá eliminar la totalidad de las ofertas realizadas durante la Ronda en la cual se presentó la suspensión. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 2.6.1) (Fuente: R CREG 102/07, Art. 2)
ARTÍCULO 3.16.19.3.6.3. SUSPENSIÓN PARCIAL DE LA OPERACIÓN DEL SISTEMA DE SUBASTA. Se entenderá como suspensión parcial de la operación del Sistema de Subasta la falla asociada a las estaciones de trabajo de cualquiera de los agentes o de sus sistemas de comunicación. Cuando se presente la suspensión parcial de la operación del Sistema de Subasta el agente cuya estación de trabajo o sistema de información falló deberá remitir vía alterna establecida por el Administrador las ofertas de energía firme cumpliendo con la reglamentación vigente. Dichas ofertas serán ingresadas al Sistema de Subasta según la alternativa y formato establecidos por el Administrador. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 2.6.2) (Fuente: R CREG 102/07, Art. 2)
SECCIÓN 7 CLAVES DE ACCESO AL SISTEMA DE SUBASTA ARTÍCULO 3.16.19.3.7.1. CLAVES DE ACCESO AL SISTEMA DE SUBASTA. El Administrador entregará, al representante legal de cada uno de los agentes habilitados para participar en la subasta de Obligaciones de Energía Firme, una clave de acceso al Sistema de Subasta. El agente será el único responsable por el uso que sus operadores, funcionarios o cualquier persona hagan de la clave de acceso y deberá velar porque la misma se mantenga y use bajo estricta reserva y seguridad. El Administrador de la Subasta podrá establecer el uso de firma digital que sustituya las claves de que tratan el presente numeral. $&$ (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 2.7) (Fuente: R CREG 102/07, Art. 2)
CAPÍTULO 4 SUBASTA PARA LA ASIGNACION DE OBLIGACIONES DE ENERGIA FIRME
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SECCIÓN 1 INTRODUCCIÓN (descripción no original) ARTÍCULO 3.16.19.4.1.1. INTRODUCCIÓN La subasta para la asignación de Obligaciones de Energía Firme se regirá por las siguientes reglas generales. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3)
SECCIÓN 2 HORA DE APERTURA Y DE CIERRE DE LA SUBASTA ARTÍCULO 3.16.19.4.2.1. HORA DE APERTURA Y DE CIERRE DE LA SUBASTA. La Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme tendrá una duración igual al período de tiempo comprendido entre la fecha y hora de apertura y la fecha y hora de cierre, las cuales serán establecidas a criterio del subastador. Durante cada uno de los días calendario de este período de tiempo el Sistema de Subasta estará habilitado para realizar transacciones entre las 8:00 horas y hasta las 17:00 horas, o hasta la hora en que el subastador determine y anuncie el cierre de la subasta. Para todos los efectos se considerará la hora colombiana. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3.1) (Fuente: R CREG 102/07, Art. 2)
SECCIÓN 3 INICIO DE LA SUBASTA ARTÍCULO 3.16.19.4.3.1. INICIO DE LA SUBASTA. La Subasta iniciará a la hora establecida en el presente Reglamento. Para tal fin, los agentes habilitados para participar en la Subasta deberán ingresar al sistema con sus respectivas claves, por lo menos, quince (15) minutos antes de la hora de inicio establecida, o en su defecto haber informado al Administrador, con la misma antelación, la existencia de condiciones que impliquen la suspensión parcial de la operación del Sistema de Subasta. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3.2) (Fuente: R CREG 102/07, Art. 2)
SECCIÓN 4 OFERTA DE ENFICC Y PRECIO DE APERTURA DE LA SUBASTA ARTÍCULO 3.16.19.4.4.1. OFERTA DE ENFICC Y PRECIO DE APERTURA DE LA SUBASTA. La oferta de ENFICC con la cual se inicia la primera ronda de la subasta será igual a la suma de las ENFICC declaradas y verificadas según la regulación, no comprometidas con Obligaciones de Energía Firme asignadas previamente mediante subastas o el mecanismo que haga sus veces.
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El Precio de Apertura de la Subasta, con el cual se inicia la primera ronda, será igual a dos (2) veces el valor establecido en la regulación vigente para el Costo del Entrante. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3.3) (Fuente: R CREG 030/08, Art. 3) (Fuente: R CREG 102/07, Art. 2)
SECCIÓN 5 TERMINACIÓN ANTICIPADA DE LA SUBASTA ARTÍCULO 3.16.19.4.5.1. TERMINACIÓN ANTICIPADA DE LA SUBASTA. Para los casos en los cuales durante la Primera Ronda de la Subasta no se presenten ofertas respaldadas con plantas o unidades de generación nuevas o con plantas de las que trata el numeral 3.6.2 de este Reglamento, el Administrador de la Subasta la dará por terminada e informará a la CREG, la cual establecerá el procedimiento a seguir. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3.4) (Fuente: R CREG 102/07, Art. 2)
SECCIÓN 6 FUNCIÓN DE OFERTA ARTÍCULO 3.16.19.4.6.1. FUNCIÓN DE OFERTA. Para cada una de las rondas anunciadas por el Subastador, cada uno de los oferentes deberá enviar una Función de Oferta de ENFICC que relacione precio, cantidad de energía firme que están dispuestos a comprometer y la planta o unidad de generación que respaldará la Obligación de Energía Firme. Para la ronda inicial los oferentes deberán enviar la cantidad de Energía Firme ofertada al precio de apertura de la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme, así como la planta o unidad de generación que la respalda. La cantidad de Energía Firme asociada a cada uno de los Bloques ofertados deberá estar expresada en Kwh-día que deben ser iguales a la ENFICC de cada planta o unidad de generación que represente el agente generador, en número entero. En caso de plantas nuevas o plantas de las que trata el numeral 3.6.2 de este Reglamento, para las cuales se permite el fraccionamiento, el bloque corresponde a la ENFICC de cada fracción. El precio por Bloque de Energía Firme ofertado deberá estar expresado en Dólares de los Estados Unidos de Norte América por MWh, con una cifra decimal. Los bloques de ENFICC retirados en una ronda no pueden hacer parte de la función de oferta de rondas siguientes. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3.5) (Fuente: R CREG 139/11, Art. 5) (Fuente: R CREG 102/07, Art. 2)
SECCIÓN 7
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OFERTAS DE ENERGÍA FIRME RESPALDADAS CON PLANTAS O UNIDADES DE GENERACIÓN EXISTENTES, EXISTENTES CON OBRA Y ESPECIALES ARTÍCULO 3.16.19.4.7.1. OFERTAS DE ENERGÍA FIRME RESPALDADAS CON PLANTAS O UNIDADES DE GENERACIÓN EXISTENTES, EXISTENTES CON OBRA Y ESPECIALES. Para las ofertas de energía firme de las plantas o unidades de generación especiales, existentes con obra y existentes, se aplicará lo siguiente: (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3.6) (Fuente: R CREG 102/07, Art. 2)
ARTÍCULO 3.16.19.4.7.2. AGENTES CON PLANTAS O UNIDADES DE GENERACIÓN EXISTENTES CON OBRAS Y ESPECIALES QUE INICIARON SUS OBRAS ANTES DE LA SUBASTA, Y EXISTENTES. Las ofertas de energía firme que sean respaldadas con plantas o unidades de generación existentes con obra y especiales que iniciaron sus obras antes de la subasta, y existentes, deberán ser iguales a la ENFICC declarada para la planta o unidad de generación que la respalda, hasta el punto donde se alcance el precio establecido para los retiros temporales. A partir de este precio se utilizará la Función de Oferta presentada con la comunicación de retiro temporal. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3.6.1) (Fuente: R CREG 102/07, Art. 2)
ARTÍCULO 3.16.19.4.7.3. AGENTES CON PLANTAS O UNIDADES DE GENERACIÓN EXISTENTES QUE DESEEN PRESENTAR OBRAS ADICIONALES QUE NO SE HAN INICIADO A LA FECHA DE LA SUBASTA, PARA CLASIFICAR Y PARTICIPAR COMO PLANTAS ESPECIALES CON CIERRE DE CICLO O POR REPOTENCIACIÓN, O COMO PLANTAS EXISTENTES CON OBRAS. Las ofertas de energía firme que sean respaldadas con plantas o unidades de generación que deseen presentar obras adicionales cuya construcción no ha iniciado a la fecha de la subasta, para clasificar y participar como plantas especiales con cierre de ciclo o por repotenciación, o como plantas existentes con obras deberán ser: i) Cuando el precio de la subasta sea superior a 0.8 veces el CE: El agente puede retirar la ENFICC correspondiente a la obra adicional. ii) Cuando el precio de la subasta es menor o igual a 0.8 veces el CE: a partir de este valor el agente puede retirar la ENFICC correspondiente a la obra y utilizará la Función de Oferta presentada para la planta existente con la comunicación de retiro temporal, si es del caso. En caso de que se retire la ENFICC de la obra adicional, la planta o unidad de generación mantendrá la clasificación que le corresponda sin considerar dicha obra. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3.6.2) (Fuente: R CREG 102/07, Art. 2)
SECCIÓN 8 INADMISIÓN Y CORRECCIÓN DE OFERTAS
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ARTÍCULO 3.16.19.4.8.1. INADMISIÓN Y CORRECCIÓN DE OFERTAS. Cuando un agente habilitado para participar en la Subasta de Obligaciones de Energía Firme envíe al sistema una función de oferta que no cumpla con las condiciones establecidas en el reglamento, esta será inadmitida automáticamente por el Sistema. Dicha situación deberá ser informada inmediatamente al agente respectivo con el fin de que realice las correcciones necesarias. Para los casos en los cuales el agente no envíe una Función de Oferta durante la Ronda o no corrige la inadmitida, se retira la ENFICC representada por el agente al precio de inicio de la ronda. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3.7) (Fuente: R CREG 102/07, Art. 2)
SECCIÓN 9 FUNCIÓN DE DEMANDA DE LA SUBASTA PARA LA ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME ARTÍCULO 3.16.19.4.9.1. FUNCIÓN DE DEMANDA DE LA SUBASTA PARA LA ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME. La cantidad de energía que se propone asignar mediante obligaciones de energía firme a cada nivel de precio está expresada por la siguiente función de demanda:
Donde: D:
Demanda Objetivo expresada en kWh. Demanda Objetivo a incluir en la función de demanda p(q), expresada en kWh, con los descuentos realizados por el ASIC, según la regulación. Este valor lo calculará el subastador antes de dar inicio a la subasta y solo se informará al público cuando se publiquen los resultados de la subasta.
CE:
Costo del entrante expresado en US$/kWh.
M1 y M2: Demandas de energía para márgenes 1 (menor) y 2 (mayor), expresado
en kilovatios hora, con los descuentos realizados por el ASIC, según la regulación.
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p:
Precio.
q:
Demanda a nivel de precio p.
vd:
Variación de la demanda. El subastador deberá definir el valor entre 0 y 0.015.
va:
Valor aleatorio con una distribución uniforme entre -1.0 y +1.0
El valor de CE, M1 y M2 serán los establecidos en la regulación. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3.8) (Fuente: R CREG 139/11, Art. 6) (Fuente: R CREG 102/07, Art. 2)
SECCIÓN 10 EXCESO DE OFERTA AL FINAL DE LA RONDA ARTÍCULO 3.16.19.4.10.1. EXCESO DE OFERTA AL FINAL DE LA RONDA. Diferencia entre la oferta de energía firme al final de una ronda y la función de demanda evaluada esta al precio de cierre de la misma ronda. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3.9) (Fuente: R CREG 030/08, Art. 3) (Fuente: R CREG 102/07, Art. 2)
SECCIÓN 11 REGLA DE ACTIVIDAD DE LA SUBASTA ARTÍCULO 3.16.19.4.11.1. REGLA DE ACTIVIDAD DE LA SUBASTA. La regla de actividad de la subasta que establece el criterio general que deben cumplir los agentes en la construcción de su Función de Oferta, será la siguiente: Ante disminuciones del precio los oferentes solamente podrán optar por mantener o disminuir la cantidad de energía firme que están dispuestos a comprometer. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3.10) (Fuente: R CREG 102/07, Art. 2)
SECCIÓN 12 TIPO DE SUBASTA Y REGLAS PARA LLEVARLA A CABO ARTÍCULO 3.16.19.4.12.1. TIPO DE SUBASTA Y REGLAS PARA LLEVARLA A CABO. La Asignación de Obligaciones de Energía Firme se llevará a cabo mediante una subasta de reloj descendente, de acuerdo con las siguientes reglas: a) El Precio de Apertura de la Subasta será igual al valor establecido en el numeral 3.3 de este reglamento;
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b) Para cada una de las rondas de la Subasta, el Subastador deberá informar el Precio de Apertura, el Precio de Cierre, la duración de la Ronda y la cantidad de oferta total al final de la ronda anterior. c) Durante cada Ronda de la Subasta, cada uno de los participantes deberá enviar al administrador de la subasta una Función de Oferta definida entre el Precio de Apertura de la Ronda y el Precio de Cierre de la Ronda, la cual debe cumplir la regla de actividad establecida en el numeral 3.10 de este Reglamento. La Función de Oferta podrá ser modificada por el agente en cualquier momento durante el Período de Duración de la Ronda. Se tomará como Función de Oferta la última registrada en el Sistema dentro del Período de Duración de la Ronda; d) Una vez finalizado el Período de Duración de la Ronda, el Subastador deberá determinar el Exceso de Oferta existente y proceder a la determinación del nuevo Precio de Cierre para una nueva Ronda cuando sea el caso; e) Cuando el Exceso de Oferta sea positivo, el Subastador informará un nuevo Precio de Cierre para una nueva Ronda, con el cual el Administrador de la Subasta procederá a abrirla. El nuevo Precio de Cierre de la Ronda deberá ser estrictamente menor que el Precio de Cierre de la Ronda anterior. El Precio de Apertura de la nueva Ronda corresponderá al Precio de Cierre de la Ronda anterior. Los generadores deberán enviar nuevamente una función de oferta definida entre estos nuevos precios; f) El proceso se debe repetir hasta cuando el Exceso de Oferta sea menor o igual que cero con una precisión de 3 decimales. En este momento se procederá al despeje del mercado y a la determinación del Precio de Cierre de la Subasta. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3.11) (Fuente: R CREG 139/11, Art. 7) (Fuente: R CREG 019/08, Art. 6) (Fuente: R CREG 019/08, Art. 5) (Fuente: R CREG 102/07, Art. 2)
SECCIÓN 13 DETERMINACIÓN DEL PRECIO DE CIERRE DE LA SUBASTA Y DE LA ASIGNACIÓN DE LA OBLIGACIÓN DE ENERGÍA FIRME ARTÍCULO 3.16.19.4.13.1. DETERMINACIÓN DEL PRECIO DE CIERRE DE LA SUBASTA Y DE LA ASIGNACIÓN DE LA OBLIGACIÓN DE ENERGÍA FIRME. El Precio de Cierre de la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme y la asignación de la misma se determinarán con el siguiente mecanismo: (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3.12) (Fuente: R CREG 019/08, Art. 7) (Fuente: R CREG 102/07, Art. 2)
ARTÍCULO 3.16.19.4.13.2. CASOS EN LOS CUALES LA FUNCIÓN DE DEMANDA DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME, CORTA LA FUNCIÓN DE OFERTA AGREGADA EN UN SEGMENTO VERTICAL. En este caso el precio de cierre será igual al precio correspondiente al punto donde se cruzan
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la Función de demanda y la Función de Oferta Agregada. A cada generador con una planta que no se haya retirado de la subasta en el precio de cierre, se le asignará una Obligación de Energía Firme igual a la Enficc ofertada de la planta o igual a la fracción resultante que no se haya retirado para esa planta en la subasta, según el caso, con el período de vigencia declarado conjuntamente con la declaración de Enficc según la regulación. En el caso de proyectos con varios desarrolladores, se le asignará una Obligación de Energía Firme igual a la Enficc de la planta o fracción que no se ha retirado observando las reglas establecidas en el numeral 3.15.2. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3.12.1) (Fuente: R CREG 019/08, Art. 7)
ARTÍCULO 3.16.19.4.13.3. CASOS EN LOS CUALES LA FUNCIÓN DE DEMANDA DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME, CORTA LA FUNCIÓN DE OFERTA EN UN SEGMENTO HORIZONTAL. a) En este caso el precio de cierre será igual al precio correspondiente al punto donde se cruzan la Función de demanda y la Función de Oferta Agregada; b) Se encontrarán todas las combinaciones posibles entre las plantas que se retiraron al precio de cierre, tal que, la suma de la Enficc de dichas plantas más la Enficc de las plantas que no se retiraron a este precio, menos el valor de la Función de Demanda al precio de cierre de como resultado un valor mayor o igual a cero es decir se presente Exceso de Oferta positivo. Este cálculo tendrá en cuenta todas las posibles fracciones de estas plantas y todas las posibles condiciones de los proyectos con varios desarrolladores que hayan presentado retiro en este precio de cierre. En ningún caso un mismo proyecto o sus diferentes posibilidades (fracción o desarrollador o ambas) pueden presentarse más de una vez en la suma señalada anteriormente; c) De las combinaciones definidas en el literal anterior se seleccionará aquella cuyo valor de Exceso de Oferta sea el menor; d) Si en el paso anterior (literal c) se encuentran combinaciones con igual valor de Exceso de Oferta, se tomará aquella cuya sumatoria de fechas de entrada en operación, manifestada en la Declaración de Interés, sea menor. En caso de persistir el empate, se le hará corresponder a cada combinación un número entero diferente, generado aleatoriamente dentro del rango 1 y el número total de combinaciones empatadas y se seleccionará aquella combinación cuyo número sea menor. e) Se asignarán las Obligaciones de Energía Firme a los generadores que las respaldan con las plantas que no se retiraron al precio de cierre y a aquellas plantas que conforman la combinación resultante del punto anterior en un valor igual a la Enficc ofertada de la planta o la fracción resultante, y en el caso de proyectos con varios desarrolladores se asignará una Obligación de Energía Firme igual a la Enficc de la planta o fracción que no se retiró y/o haga parte de la combinación resultante del punto anterior observando las reglas establecidas en el numeral 3.15.2. El período de vigencia de la obligación será el declarado conjuntamente con la declaración de Enficc según la regulación. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3.12.2) (Fuente: R CREG 042/08, Art. 1) (Fuente: R CREG 019/08, Art. 7)
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ARTÍCULO 3.16.19.4.13.4. CONSIDERACIÓN DE RETIRO DE UNIDADES. Si durante el Período de Precalificación se informó el retiro temporal de plantas o unidades de generación, se calculará un Precio de Cierre de la Subasta incluyendo en la Función de Oferta agregada la energía firme de las plantas o unidades de generación retiradas temporalmente, para lo cual se utiliza el mismo procedimiento definido en los numerales 3.12.1 y 3.12.2. Este Precio de Cierre se aplicará a las plantas o unidades de generación existentes y a las plantas de que trata el numeral 3.6.1 de este Reglamento, que no tengan obligación de energía firme para el año para el cual se realiza la subasta. El precio de cierre aplicable a las Obligaciones de Energía Firme asignadas y que son respaldadas con plantas o unidades de generación nuevas o con plantas o unidades de las que trata el numeral 3.6.2 de este Reglamento, será igual al resultante de realizar el proceso de despeje de la subasta, referidos en los numerales 3.12.1 y 3.12.2, eliminando la energía firme de las plantas o unidades de generación que informaron retiro temporal. La asignación de Obligación de Energía Firme se hará de acuerdo con los numerales 3.12.1 o 3.12.2 anteriores, según sea el caso, a los generadores cuyas plantas no se retiraron y/o se necesitan para obtener el cierre de la subasta, considerando la función de oferta de las plantas o unidades de generación que informaron retiro temporal. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3.12.3) (Fuente: R CREG 019/08, Art. 7)
SECCIÓN 14 CASOS ESPECIALES DEL PROCESO DE SUBASTA ARTÍCULO 3.16.19.4.14.1. CASOS ESPECIALES DEL PROCESO DE SUBASTA. Para todos los efectos se define una subasta con carácter de especial cuando se cumpla al menos una de las siguientes condiciones: a) Oferta Insuficiente: Si al inicio de la primera ronda la oferta de ENFICC, incluyendo la oferta de las plantas o unidades que informaron su retiro temporal según lo establece la regulación, no es suficiente para atender la Demanda Objetivo, con los descuentos realizados por el ASIC según la regulación, se calificará la subasta como de oferta insuficiente y se procederá a la finalización de la misma de conformidad con las disposiciones contenidas en la presente Resolución. En este caso el Precio del Cargo por Confiabilidad asociado a las Obligaciones de Energía Firme asignadas y respaldadas con plantas o unidades de generación existentes, existentes con obras o especiales, de que trata el numeral 3.6.1 de este Reglamento, será igual al valor resultante de incrementar el CE en un diez por ciento. Las Obligaciones de Energía Firme asignadas y respaldadas con plantas o unidades de generación nuevas o con plantas o unidades de las que trata el numeral 3.6.2 de este Reglamento serán remuneradas al Precio de Apertura de la subasta”. b) Competencia insuficiente: Si al inicio de la primera ronda ocurren simultáneamente los eventos 1) y 2) siguientes, la subasta se realizará de conformidad con la regulación vigente y será calificada como de competencia insuficiente:
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1. La suma de la ENFICC declarada y verificada no asignada en obligaciones de energía para el año a subastar, de las siguientes plantas: i) De las plantas o unidades de que trata el numeral 3.6.1 de este Reglamento; y ii) De las plantas o unidades existentes de que trata el numeral 3.6.2. de este Reglamento, sin considerar la ENFICC adicional por obras o repotenciación; Menos la ENFICC de las plantas o unidades con la condición de retiro temporal, es menor a M1 con los descuentos realizados por el ASIC según la regulación vigente, y 2. La diferencia entre la oferta de ENFICC de apertura de la subasta y la Demanda Objetivo con los descuentos realizados por el ASIC según la regulación vigente, es menor que el 4% de la Demanda Objetivo, o existe un agente cuya ENFICC asociada a plantas o unidades nuevas es 'pivotal', es decir, las plantas o unidades nuevas de por lo menos un agente son necesarias para atender la demanda al nivel M1 con los descuentos realizados por ASIC según la regulación. En los casos en los cuales una subasta sea calificada como de competencia insuficiente el Precio del Cargo por Confiabilidad asociado a las Obligaciones de Energía Firme respaldadas con plantas o unidades de generación de que trata el numeral 3.6.1 de este Reglamento, será el valor mínimo entre el resultante de incrementar el CE en un diez por ciento y el Precio de Cierre de la Subasta. El precio del Cargo por Confiabilidad asociado a las Obligaciones de Energía Firme asignadas y respaldadas con plantas o unidades de generación nuevas o con plantas o unidades de que trata el numeral 3.6.2 de este Reglamento será igual al Precio de Cierre de la subasta”. PARÁGRAFO TRANSITORIO. Los ajustes que se requieran en el Sistema de la Subasta para incorporar la modificación incluida en esta norma se deberán efectuar y ser auditados a más tardar el 2 de mayo de 2008. c) Participación insuficiente: Si al finalizar la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme al menos el 50% del total de las Obligaciones de Energía Firme asignadas a plantas nuevas y/o plantas o unidades de que trata el numeral 3.6.2 de este Reglamento, no se asigna a plantas o unidades representadas por agentes que individualmente tengan una participación en el mercado de la Energía Firme menor del 15% de la Demanda Objetivo del año a Subastar, la subasta será calificada como de participación insuficiente. La participación del agente en el mercado de la Energía Firme para este caso, se medirá como la proporción entre la suma de la ENFICC de las plantas existentes y/o las plantas o unidades de que trata el numeral 3.6.1 de este Reglamento representadas por el mismo agente, y la Demanda Objetivo del año a subastar. En los casos en los cuales una subasta sea calificada como de participación insuficiente el Precio del Cargo por Confiabilidad asociado a las Obligaciones de Energía Firme respaldadas con plantas o unidades de generación existentes, existentes con obras y especiales, de que trata el numeral 3.6.1 de este Reglamento, será el valor mínimo entre el resultante de incrementar el CE en un diez por ciento y el Precio de Cierre de la Subasta. Las Obligaciones de Energía Firme asignadas y respaldadas con plantas o unidades de generación nuevas o
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con plantas o unidades de que trata el numeral 3.6.2 de este Reglamento serán remuneradas al Precio de Cierre de la subasta. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3.13) (Fuente: R CREG 042/08, Art. 2) (Fuente: R CREG 030/08, Art. 5) (Fuente: R CREG 019/08, Art. 8) (Fuente: R CREG 102/07, Art. 2)
SECCIÓN 15 BANDA DE PRECIOS APLICABLES A LAS PLANTAS O UNIDADES DE GENERACIÓN EXISTENTES, EXISTENTES CON OBRAS O ESPECIALES DE QUE TRATA EL NUMERAL 3.6.1 DE ESTE REGLAMENTO, EN LAS PRIMERAS TRES SUBASTAS ARTÍCULO 3.16.19.4.15.1. BANDA DE PRECIOS APLICABLES A LAS PLANTAS O UNIDADES DE GENERACIÓN EXISTENTES, EXISTENTES CON OBRAS O ESPECIALES DE QUE TRATA EL numeral 3.6.1 de este Reglamento, EN LAS PRIMERAS TRES SUBASTAS. Para las primeras tres (3) Subastas para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme, el precio a ser aplicado a las obligaciones de energía firme asignadas y que sean respaldadas con plantas o unidades de generación existentes, existentes con obras o especiales de que trata el numeral 3.6.1 de este Reglamento corresponderá al Precio de Cierre de la Subasta respectiva o a la regla aplicable cuando esta sea calificada como especial, siempre que el precio resultante se encuentre dentro de los siguientes límites:
LS= (CE*θS) LI =(CE*θI)
Primera subasta subasta
Segunda subasta
Tercera subasta
θS = 1.4 θI = 0.8
θS =1.7 θI = 0.65
θS =2.0 θI
Para los casos en los cuales el Precio de Cierre de la Subasta sea mayor que el límite superior (LS) o menor que el límite inferior (LI), el precio de las obligaciones de energía firme asignadas que sean respaldadas con plantas o unidades de generación existentes o especiales de que trata el numeral 3.6.1 de este Reglamento será igual al límite superior o al límite inferior según sea el caso. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3.14) (Fuente: R CREG 102/07, Art. 2)
SECCIÓN 16 SELECCIÓN DEL DESARROLLADOR PARA EL CASO DE UN PROYECTO CON VARIOS DESARROLLADORES ARTÍCULO 3.16.19.4.16.1. SELECCIÓN DEL DESARROLLADOR PARA EL CASO DE UN PROYECTO CON VARIOS DESARROLLADORES. En caso que existan agentes interesados en presentarse a la subasta con un proyecto que tiene varios desarrolladores, se aplicarán las siguientes reglas para participar en la subasta y seleccionar el desarrollador al cual se le asignan las Obligaciones de Energía Firme:
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(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3.15) (Fuente: R CREG 019/08, Art. 9) (Fuente: R CREG 102/07, Art. 2)
ARTÍCULO 3.16.19.4.16.2. REGLAS PARA ENTRAR A LA SUBASTA. a) Identificación de un proyecto que entrará a la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme, con varios desarrolladores. i. Una vez publicado el documento con los parámetros o por solicitud de la CREG, los agentes que hayan declarado un proyecto o proyectos correspondientes a plantas nuevas y/o a las que se refiere el numeral 3.6.2 deberán verificar si su proyecto es excluyente con otro u otros proyectos contenidos en dicho documento o comunicación de la CREG, bien sea porque se trate del mismo proyecto o porque la construcción de uno descarta o es incompatible con la construcción del otro. Así mismo, deberán verificar si su proyecto es excluyente con otro u otros, los agentes de que trata este numeral que por cualquier motivo hayan tenido conocimiento de la posible condición de excluyente. En caso de que para estos efectos un agente requiera de aclaraciones a la información declarada por otro agente, el interesado informará a la CREG detalladamente sobre los puntos de los parámetros que requiere aclaración, con el fin de que esta solicite las aclaraciones pertinentes. Estas últimas se informarán una vez sean recibidas en la CREG. ii. Conjuntamente con la declaración de Enficc, cada agente que haya declarado proyectos correspondientes a plantas nuevas y/o a las que se refiere el numeral 3.6.2 deberá entregar a la CREG comunicación suscrita por el representante legal en la que informe si su proyecto es excluyente y, en caso de serlo, deberá informar con cuál o cuáles proyectos de los contenidos en dicho documento se excluye. iii. En caso de no tener certeza sobre la compatibilidad o no exclusión de un proyecto con otro, cada uno de los respectivos agentes que declaró estos proyectos deberá reportarlo como excluyente para su participación en la Subasta. iv. Si vencido el plazo establecido en el ordinal ii) anterior un agente que declaró proyectos correspondientes a plantas nuevas no entregó a la CREG la información prevista en dicho ordinal, se entenderá que cada uno de los proyectos para los cuales declaró parámetros no es excluyente con otro u otros proyectos contenidos en el respectivo Documento que contiene los parámetros para el cálculo de la Enficc. Por tanto, posteriormente no se podrá invocar el carácter excluyente del proyecto para justificar la no entrega de las respectivas garantías que respalden la asignación de las Obligaciones de Energía Firme, ni para justificar el incumplimiento de cualquier obligación asociada al Cargo por Confiabilidad. v. Si solamente un desarrollador declara el proyecto como excluyente con otro, estos proyectos se considerarán como excluyentes, sin perjuicio de las acciones judiciales que puedan ejercer contra este desarrollador el o los agentes que pudieran resultar afectados con la declaración de un proyecto que no era excluyente según lo definido en el ordinal i) de este numeral (3.15.1). vi. Los proyectos declarados o considerados como excluyentes según las normas anteriores, se tratarán en la subasta como un solo proyecto con varios desarrolladores y los desarrolladores se someten al resultado de la subasta. b) Información requerida para entrar a la Subasta con un proyecto con varios desarrolladores:
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Para el caso de proyectos con los mismos estudios se requiere la documentación de los ordinales i a iv siguientes. Para el caso de proyectos con estudios realizados independientemente por varios agentes se requiere la documentación de los ordinales iii y iv siguientes: i. Promesa de compra-venta del estudio entre el dueño o poseedor del estudio y el desarrollador. En la promesa de compra-venta se deberá incluir, entre otros aspectos, el valor base del estudio y la aceptación por las partes del resultado de la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme y de la Subasta de Sobre Cerrado para GPPS. ii. Sobre cerrado en donde el desarrollador establece el valor que está dispuesto a pagar por el estudio, en caso de que existan varios desarrolladores del mismo proyecto por igual cantidad de Enficc. iii. Garantía para amparar la participación en la subasta de acuerdo con lo definido en el Capítulo III de la Resolución CREG-061 de 2007 , o aquellas que la modifiquen. iv. Toda la información exigida en la Resolución de que trata el artículo artículo 3.16.3.1.2 de esta resolución y en los plazos que allí se establezcan. La documentación exigida en los ordinales i) a iii) de este literal deberá ser remitida por cada desarrollador en el plazo establecido para la entrega de las garantías para participar en la subasta en la Resolución de que trata el artículo artículo 3.16.3.1.2 de esta resolución. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3.15.1) (Fuente: R CREG 183/11, Art. 1) (Fuente: R CREG 019/08, Art. 9) (Fuente: R CREG 102/07, Art. 2)
ARTÍCULO 3.16.19.4.16.3. EN LA SUBASTA SE APLICARÁN LAS SIGUIENTES REGLAS. i. En el proceso de subasta, solo será considerada la mayor Enficc a cada precio de cada proyecto excluyente obtenida a partir de la Función de Oferta declarada por cada desarrollador en cada Ronda. ii. Al cierre de la subasta se seleccionará el desarrollador cuyo proyecto haya resultado con asignación después de realizar el proceso establecido en el numeral 3.12. iii. En caso de que dos o más desarrolladores con los mismos estudios que hayan ofertado igual Enficc al precio de cierre de la subasta, el Administrador de la Subasta procederá a abrir los sobres cerrados, los ordenará de mayor a menor, y asignará al desarrollador que está dispuesto a pagar más por el estudio. En caso de persistir el empate se selecciona el desarrollador que haya declarado la fecha más temprana de entrada en operación realizada en la Declaración de Interés. iv. En caso de que dos o más desarrolladores con estudios realizados independientemente que hayan ofertado igual Enficc al precio de cierre de la subasta, el Administrador de la Subasta seleccionará el desarrollador que haya declarado la fecha más temprana de entrada en operación realizada en la Declaración de Interés.
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(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 10 Num. 3.15.2) (Fuente: R CREG 019/08, Art. 9) (Fuente: R CREG 102/07, Art. 2)
CAPÍTULO 5 POR LA CUAL SE APRUEBA EL "PROCEDIMIENTO OPERATIVO Y TÉCNICO DEL ADMINISTRADOR DE LA SUBASTA PARA LA ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME, OEF"
SECCIÓN 1 INTRODUCCIÓN ARTÍCULO 3.16.19.5.1.1. APROBACIÓN DEL PROCEDIMIENTO OPERATIVO Y TÉCNICO DEL ADMINISTRADOR DE LA SUBASTA PARA LA ASIGNACIÓN DE LAS OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME. El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales del Mercado de Energía Mayorista (ASIC), en su calidad de Administrador de la Subasta, dará aplicación al Procedimiento Operativo y Técnico del Administrador de la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme, OEF, que presentó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas y que se publica anexo a esta resolución. (Fuente: R CREG 039/08, Art. 1A)
SECCIÓN 2 PROCEDIMIENTO OPERATIVO Y TECNICO DEL ADMINISTRADORDE LA SUBASTA PARA LA ASIGNACION DE OBLIGACIONESDE ENERGIA FIRME, OEF (ANEXO)
SUBSECCIÓN 1 OBJETO Y DEFINICIONES ARTÍCULO 3.16.19.5.2.1.1. OBJETO. El presente procedimiento tiene por objeto establecer los procedimientos operativos y técnicos para los Agentes o Personas Jurídicas Interesadas, habilitados conforme a la regulación vigente, para participar en la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme. (Fuente: R CREG 039/08, ANEXO Art. 1)
ARTÍCULO 3.16.19.5.2.1.2. MODIFICACIÓN DEL PROCEDIMIENTO OPERATIVO Y TÉCNICO DEL ADMINISTRADOR DE LA SUBASTA PARA LA ASIGNACIÓN DE LAS OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME. El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales del Mercado de Energía Mayorista (ASIC), en su calidad de Administrador de la Subasta, dará aplicación al Procedimiento Operativo y Técnico del Administrador de la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme (OEF), aprobado mediante el Capítulo 3.16.19.5 y a su modificación que presentó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas y que se publica anexa a esta resolución. (Fuente: R CREG 161/11, Art. 1)
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SUBSECCIÓN 2 REPORTE Y DIVULGACIÓN DE INFORMACIÓN ARTÍCULO 3.16.19.5.2.2.1. REPORTE DE INFORMACIÓN POR LOS PARTICIPANTES. Los participantes que representen plantas y/o unidades nuevas, existentes, especiales y existentes con obras, deben reportar toda la información correspondiente a sus plantas o unidades de generación de acuerdo con el Anexo 10 - Reglamento de la subasta para la asignación de Obligaciones de Energía Firme - de la Parte 3.16, o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan y en los plazos y condiciones establecidos en la regulación vigente. Así mismo, el Participante deberá entregar la siguiente documentación: 1. Certificado de Existencia y Representación Legal o documento que haga sus veces, con una vigencia no superior a dos (2) meses. 2. Documento Poder debidamente otorgado conforme a las normas colombianas y cumpliendo con los requisitos establecidos en el documento de constitución de cada empresa para representar en la subasta a los Participantes, en el cual esté explícito el nombre de la(s) persona(s) que presentará(n) la(s) oferta(s), el cual deberá coincidir con el (los) nombre(s) de los capacitados y certificados por XM S.A. E.S.P. 3. Declaración suscrita por el representante legal del Participante, en la cual se acredite que operarán el sistema sólo a través de personal debidamente capacitado y certificado por el Administrador de la Subasta. Además deberá acreditar que cuenta con el sistema computacional necesario para la efectiva participación en la Subasta. 4. Comunicación con el listado de personas autorizadas para realizar ofertas, con el nombre, número de cédula o cédula de extranjería o pasaporte, correo electrónico y teléfono, debidamente firmada por el Representante Legal o quien haga sus veces o de las personas con Poder. PARÁGRAFO 1o. El original de las comunicaciones de que trata el presente Artículo deberá estar disponible en el ASIC a más tardar dentro de los dos (2) días hábiles siguientes a la declaración de ENFICC de que trata el artículo 3.16.3.1.2 de esta resolución o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan. PARÁGRAFO 2o. En todo caso, el Participante se hará responsable de la veracidad, suficiencia y oportunidad de la información, así como de la validez de las ofertas. (Fuente: R CREG 039/08, ANEXO Art. 3) (Fuente: R CREG 161/11, ANEXO)
ARTÍCULO 3.16.19.5.2.2.2. DIVULGACIÓN DE LA INFORMACIÓN POR EL ASIC. Con la expedición por parte del ASIC del documento que contiene el informe de Participantes de la resolución de que trata el artículo 3.16.3.1.2 de esta resolución o aquellas que la modifiquen adicionen o sustituyan, y la publicación de la información conforme con la regulación vigente, el ASIC publicará: 1. ENFICC declarada y verificada por el CND para cada una de las plantas y/o unidades de
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generación. 2. Asignaciones de Obligaciones de Energía Firme para cada una de las plantas o unidades de generación, para el año de vigencia a subastar, asignadas previamente mediante subasta o el mecanismo que haga sus veces. 3. Período de vigencia de la Obligación para cada una de las plantas y/o unidades de generación. PARÁGRAFO 1o. Para cada ronda de la subasta el Administrador, al inicio de la misma publicará la siguiente información: 1. Precio de apertura y de cierre de la ronda establecidos por el Subastador 2. Duración de la ronda establecida por el Subastador. 3. La oferta de ENFICC al final de la Ronda de acuerdo con la regulación vigente. PARÁGRAFO 2o. Al final de la subasta, dentro de los plazos de los que trata el artículo 3.16.3.1.2 de esta resolución,, el Administrador de la misma publicará en su página WEB www.xm.com.co, el precio de cierre de la subasta, los casos especiales del proceso de Subasta y los valores empleados para la determinación de la Demanda Objetivo incluida en la función de demanda y adicionalmente por cada planta y/o unidad de generación publicará la siguiente información: 1. Asignación de OEF. 2. Periodo de vigencia de la OEF 3. Precio del Cargo por Confiabilidad De igual manera, el ASIC expedirá en el plazo establecido por la regulación el certificado de que trata el Artículo 3.16.3.1.15 de esta resolución o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan Al final de la subasta el Administrador de la misma publicará en su página web www.xm.com.co, el precio de cierre de la subasta y por cada planta y/o unidad de generación publicará la siguiente información: 1. Asignación de OEF. 2. Período de vigencia de la OEF. 3. Precio del Cargo por Confiabilidad. 4. Casos especiales del proceso de Subasta. De igual manera, el ASIC expedirá en el plazo establecido por la regulación el certificado de que trata el artículo 3.16.3.1.15 de esta resolución o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan. PARÁGRAFO 3o. En ningún caso un Participante podrá conocer las ofertas realizadas por los
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demás Participantes en la Subasta. (Fuente: R CREG 039/08, ANEXO Art. 4) (Fuente: R CREG 161/11, ANEXO)
SUBSECCIÓN 3 DEBERES Y RESPONSABILIDADES ARTÍCULO 3.16.19.5.2.3.1. PUESTOS DE TRABAJO. Corresponderá a XM, en su calidad de Administrador de la Subasta, tener estaciones de trabajo habilitadas para participar en la subasta solamente para aquellos Participantes que no sean Agentes del Mercado de Energía Mayorista Colombiano a la fecha de la Subasta y que no cuenten con sistemas computacionales o de comunicaciones que cumplan los requisitos establecidos por el Administrador y verificados por el Auditor. PARÁGRAFO. El ASIC no será responsable de la infraestructura computacional y de comunicaciones propia de los Participantes, su funcionamiento y soporte. Así mismo, el Participante será responsable directamente de la manipulación, cambio o modificación de los equipos dispuestos para la Subasta. (Fuente: R CREG 039/08, ANEXO Art. 5)
ARTÍCULO 3.16.19.5.2.3.2. PRUEBAS DEL SISTEMA DE SUBASTA. Los Participantes de la Subasta deberán participar en las pruebas del Sistema de Subasta programadas por el Administrador, para comprobar el correcto funcionamiento del mismo y la conectividad de cada uno de ellos, previo a la realización de la Subasta. Adicionalmente, deberán verificar la información de cada una de las plantas y/o unidades de generación que representan, previo a la apertura de la Subasta: Nombre, ENFICC, Periodo de Vigencia de la Obligación, Bloques de ENFICC cuando aplique, de acuerdo con las disposiciones del presente procedimiento y la regulación vigente aplicable. PARÁGRAFO. Todos los Participantes de la Subasta deberán disponer de infraestructura computacional y de comunicaciones propia, de acuerdo con los requerimientos mínimos establecidos en la regulación vigente y el presente Procedimiento. En caso de que durante la Subasta al Participante se le presente algún problema con el Sistema, la Subasta se suspenderá de conformidad con la regulación vigente, y contará con los medios alternos de comunicación definidos en este Procedimiento. (Fuente: R CREG 039/08, ANEXO Art. 6)
SUBSECCIÓN 4 COMUNICACIÓN DURANTE LA SUBASTA ARTÍCULO 3.16.19.5.2.4.1. COMUNICACIÓN ENTRE LOS ACTORES DE LA SUBASTA. Para las comunicaciones durante la Subasta, se autoriza y permitirá únicamente los siguientes medios de comunicación:
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SS CV CT CF NA
Sistema de Subasta Comunicación verbal Comunciación telefónica Comunicación vía fax No aplica
Los Participantes de la Subasta, emplearán el Sistema de Subasta únicamente para enviar sus ofertas y observar la información que publique el Subastador y el Administrador. De otro lado, los Participantes de la subasta podrán emplear los medios alternos para comunicarse con el Administrador de la Subasta, únicamente para informar que su sistema se encuentra indisponible y realizar su oferta. PARÁGRAFO 1o. Siempre que en las comunicaciones exista la posibilidad del uso del Sistema de Subasta, esta será el medio principal, es decir, sólo en los casos establecidos en el Anexo 10 de la Resolución CREG 071 de 2006 , se podrá utilizar medios alternos. PARÁGRAFO 2o. El Administrador de la Subasta no será responsable de la imposibilidad de interacción, derivada de la culpa exclusiva de los Participantes o de terceros, por manipulación o manejo inadecuado del Sistema. (Fuente: R CREG 039/08, ANEXO Art. 7)
ARTÍCULO 3.16.19.5.2.4.2. MEDIOS DE COMUNICACIÓN. Durante la realización de la Subasta, se emplearán únicamente los siguientes medios de comunicación para los Actores: 1. Comunicaciones a través del Sistema de Subasta. El Sistema de Subasta cuenta con funcionalidades de mensajería con la cual el Administrador informará a los Participantes, de los eventos de la Subasta. 2. Comunicaciones por medios alternos. Los Participantes de la subasta dispondrán de los siguientes medios alternos: 2.1 Comunicaciones telefónicas En el caso que se requiera realizar comunicaciones telefónicas, deben cumplir con los siguientes requisitos: 1. Ser realizadas única y exclusivamente al (a los) número(s) telefónico(s) destinado(s) por el Administrador o aquellos registrados por los Participantes para tal fin.
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2. Cualquier comunicación entre los Participantes y el Administrador, deberá realizarse de acuerdo con el protocolo definido en el presente Procedimiento. 3. Las comunicaciones se almacenarán en medio magnético permitiendo realizar la trazabilidad de las mismas, para fines de auditoría y control. 4. No se utilizará este medio por personas ajenas distintas a los Participantes en la Subasta. 5. No se utilizarán sobrenombres o apodos en la identificación de la identidad del emisor y el receptor. Unicamente los nombres completos. 6. Emisor y receptor, se abstendrán del uso de lenguaje impropio con palabras obscenas y/o de excesiva confianza, del uso de comentarios mal intencionados o bromas, del uso de este medio para conferencias de índole privado y del uso indebido para crear interferencias. 2.2 Vía Fax En el caso que se requiera enviar una comunicación vía fax, se debe realizar cumpliendo con los siguientes requisitos: -- Utilizar el formato que para tal fin haya diseñado y publicado el Administrador de la subasta. -- Enviar la comunicación al número de fax destinado para tal fin por el Administrador de la subasta. -- El remitente del fax debe verificar la correcta y completa recepción del mismo mediante comunicación telefónica al número destinado por el Administrador o aquellos registrados por los Participantes para tal fin. En la verificación deberá confirmar que se han recibido la totalidad de las hojas, que se lee claramente el contenido y que la comunicación no está cortada, defectuosa o incompleta. En caso que no se cumplan todos y cada uno de estos requisitos, la comunicación se dará por no recibida. PARÁGRAFO. El Administrador de la Subasta publicará en la página www.xm.com.co los números telefónicos y de fax a que hace referencia el presente artículo, a más tardar ocho (8) días hábiles antes de la fecha de la Subasta. (Fuente: R CREG 039/08, ANEXO Art. 8)
ARTÍCULO 3.16.19.5.2.4.3. PROTOCOLO DE COMUNICACIONES PARA OFERTAS. Para las comunicaciones telefónicas se deberá seguir estrictamente el siguiente protocolo de comunicaciones cuando los Participantes empleen este medio como alterno para realizar ofertas: 1. El Administrador se deberá identificar mediante Nombre y Apellido. 2. El Participante se deberá identificar mediante Nombre, Apellido, cédula o documento que haga sus veces y Participante al cual representa. 3. El Administrador solicitará una posición de la tarjeta enviada previamente para el ingreso al
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sistema, con lo anterior, se validará que la persona es la autorizada para realizar ofertas. 4. El Participante deberá suministrar la posición solicitada. En caso de que la información suministrada no sea correcta o esté incompleta, se dará por terminada la llamada. 5. Una vez validada la información anterior por el Administrador de la Subasta, el Administrador procederá a solicitar la oferta. 6. El Administrador informará los precios de apertura y de cierre de la Ronda, el número de la Ronda y la oferta de ENFICC al final de la Ronca de acuerdo con la Regulación Vigente. 7. El Participante deberá repetir la información escuchada de modo que se confirme su entendimiento. 8. El Participante deberá informar el nombre de la planta o unidad de generación, el Bloque de ENFICC cuando aplique y el precio en las unidades y las condiciones establecidas en la Regulación vigente. 9. El Administrador deberá repetir la información escuchada de modo que se confirme su entendimiento. 10. En caso de que el Participante represente más de una planta o unidad de generación, se repetirán los numerales 8 y 9, hasta terminar. 11. Cuando haya terminado con todas las plantas o unidades de generación para las cuales requiere presentar oferta durante la ronda, el Participante informará de esta situación al Administrador pronunciando las palabras “FIN DE LA OFERTA”. 12. El administrador confirmará la finalización de la oferta pronunciando las siguientes palabras: “FIN DE LA OFERTA RECIBIDO” y se concluirá la llamada. Para La confirmación telefónica de la recepción de ofertas vía Fax, se deberá seguir estrictamente el siguiente protocolo de confirmación de recepción de Fax cuando los participantes empleen este medio como alterno para realizar ofertas: 1. El Administrador se deberá identificar mediante Nombre y Apellido. 2. El Participante se deberá identificar mediante Nombre, Apellido, cédula o documento que haga sus veces y Participante al cual representa. 3. El Administrador solicitará una posición de la tarjeta enviada previamente para el ingreso al sistema, con lo anterior, se validará que la persona es la autorizada para realizar ofertas. 4. El Participante deberá suministrar la posición solicitada. E caso de que la información suministrada no sea correcta o esté incompleta, se dará por terminado el protocolo de confirmación de recepción de Fax. 5. Una vez validada la información anterior por el Administrador de la Subasta, el Participante procederá a manifestar su intención de confirmación de Fax y el administrador deberá localizar el Fax físico enviado por el participante. El Administrador dará inicio a la recepción de la oferta informándole de la continuación del protocolo. En caso de no encontrarse dicho Fax o que este
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sea ilegible, el Administrador informará de ello al Participante, le solicitará que realice nuevamente el envío y verificación de la oferta usando este medio u otro alterno y se dará por terminado el protocolo de confirmación de recepción de Fax. 6. El Participante informará al Administrador sobre la oferta enviada, especificando una a unas las plantas o unidades para las cuales envió la oferta. Asimismo informará de la totalidad de hojas que se enviaron por este medio. 7. El Administrador verificará la validez de la oferta de acuerdo con las condiciones de ENFICC, precio y demás Regulación aplicable. Asimismo deberá confirmar cada una de las plantas o unidades para las cuales se presentó la oferta y el número de hojas recibidas. 8. En caso de que la información recibida vía Fax no coincida con la información suministrada en el numeral 6 anterior, el Administrador dará notificación de ello al Participante y le solicitará que realice nuevamente el envío y verificación de la oferta usando este medio u otro alterno y se dará por terminado el protocolo de confirmación de recepción de Fax. 9. El Administrador confirmará la finalización del protocolo de confirmación de recepción de Fax comunicándole al participante la validez de la oferta recibida. (Fuente: R CREG 039/08, ANEXO Art. 9) (Fuente: R CREG 161/11, ANEXO)
SUBSECCIÓN 5 CONDICIONES OPERATIVAS DE LA SUBASTA ARTÍCULO 3.16.19.5.2.5.1. INGRESO DE LA FUNCIÓN DE OFERTA DE ENFICC AL SISTEMA. Cada Participante en cada Ronda podrá ofertar para cada planta o unidad de generación y para cada Bloque de ENFICC, un precio expresado en dólares de los Estados Unidos de América por MWh. La ENFICC correspondiente a cada planta o unidad de generación o Bloque de ENFICC, será un campo no modificable en el sistema. La oferta de precio aplicará a toda la ENFICC o Bloque de ENFICC. Siempre que al final de una Ronda, un Participante haya ingresado al Sistema un precio superior al Precio de Cierre y el Subastador anuncie la apertura de una nueva Ronda, el campo de precio para esa planta o unidad de generación o Bloque de ENFICC, no podrá ser modificado. Las plantas existentes, existentes con obras y especiales que han iniciado obras a la fecha de la Subasta no podrán modificar la Función de Oferta de Retiro Temporal en las Rondas de la Subasta. Dicha oferta corresponde al Retiro Temporal informado durante el Período de Precalificación, es decir, los Participantes que representan este tipo de plantas actuarán como observadores en la Subasta. PARÁGRAFO 1o. Los Participantes sólo podrán informar la oferta de precio a través del Sistema de Subasta y no se permitirá ninguna nota o texto de aclaración. Solo se aceptará excepcionalmente el uso de medios alternos en las condiciones establecidas en el presente Procedimiento. PARÁGRAFO 2o. Un Participante que en una Ronda no efectúe oferta de precio para una
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planta o unidad de generación o Bloque de ENFICC, se entenderá que ofertó un precio igual al Precio de Apertura de la Ronda. PARÁGRAFO 3o. El precio ofertado significa que la ENFICC se mantiene en la Subasta hasta por un precio igual o mayor al ofertado. Una oferta de precio igual al Precio de Cierre de la Ronda indica que el Participante permanecerá con toda la ENFICC en la Ronda, incluso al Precio de Cierre. En caso de darse una nueva Ronda, dicho Participante podrá efectuar una nueva oferta de retiro. (Fuente: R CREG 039/08, ANEXO Art. 10)
ARTÍCULO 3.16.19.5.2.5.2. DESEMPATE AL PRECIO DE CIERRE CUANDO LAS COMBINACIONES TIENEN IGUAL ENFICC. Para implementar el literal d) del artículo 3.16.1.1, se aplicará el siguiente procedimiento: En caso de que resulte más de una combinación que dé como resultado el menor Exceso de Oferta positivo, evaluado al Precio de Cierre de la Subasta, se seleccionará aquella cuya suma de fechas de entrada en operación comercial, con respecto al inicio del año de Vigencia de la Obligación, resulte mayor. Para evaluar dicha suma se aplicará el siguiente procedimiento: 1. Para todas las plantas o unidades presentes en una combinación se calculan los días calendario comprendidos entre la fecha de la entrada en operación comercial y la fecha de inicio del Periodo de Vigencia de la Obligación. 2. Para cada combinación se suman los valores encontrados en el numeral anterior. 3. Se selecciona aquella combinación que produzca el mayor valor de la suma definida en el numeral anterior. (Fuente: R CREG 039/08, ANEXO Art. 11) (Fuente: R CREG 161/11, ANEXO)
SUBSECCIÓN 6 DEL PROCESO DE SUBASTA ARTÍCULO 3.16.19.5.2.6.1. OFERENTES. En la Subasta sólo podrán presentar ofertas los Participantes habilitados que representen plantas y/o unidades de generación nuevas o que hayan presentado obras adicionales que no hayan iniciado dichas obras a la fecha de la Subasta, para clasificar y participar como plantas especiales con cierre de ciclo o por repotenciación, o como plantas existentes con obras. Los demás Participantes certificados podrán ingresar al sistema sólo con perfil de consulta y podrán conocer la información que anuncia el Subastador en cada ronda y al final de la Subasta. (Fuente: R CREG 039/08, ANEXO Art. 12)
ARTÍCULO 3.16.19.5.2.6.2. PARTICIPACIÓN Y REPRESENTACIÓN DE LOS PARTICIPANTES EN LA SUBASTA. Sólo podrán ingresar al Sistema de Subasta y realizar Ofertas, las personas certificadas por el Administrador, para las cuales el Participante envió la información establecida en la regulación vigente y en el presente Procedimiento. (Fuente: R CREG 039/08, ANEXO Art. 13)
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ARTÍCULO 3.16.19.5.2.6.3. CLAVES DE ACCESO AL SISTEMA. El Administrador de la Subasta enviará los datos correspondientes a usuario y contraseña a cada una de las personas autorizadas para ingresar al Sistema de Subasta, a más tardar con dos días hábiles de anticipación a la fecha de inicio de la Subasta. Adicionalmente, se entregará una tarjeta que contendrá números de identificación que se deberá digitar para ingresar al sistema. PARÁGRAFO 1o. Las personas autorizadas por los Participantes que reciban las claves y las tarjetas deberán mantenerlas bajo su responsabilidad y con estándares de seguridad y confidencialidad. PARÁGRAFO 2o. Cada Participante podrá tener varios usuarios registrados. No obstante, el Sistema sólo permitirá un oferente a la vez, es decir, cuando uno de los usuarios ingrese al Sistema, los demás podrán ingresar sólo como observadores. (Fuente: R CREG 039/08, ANEXO Art. 14)
ARTÍCULO 3.16.19.5.2.6.4. ACCESO AL SISTEMA. Sólo podrán ingresar al Sistema aquellos Participantes que hayan cumplido con los siguientes requisitos: 1. Las personas que vayan a ingresar deben estar debidamente capacitadas por el Administrador y haber recibido el certificado de capacitación emitido por este. Además deben haber recibido el usuario, la contraseña y la tarjeta para ingresar al sistema. 2. Tener la estructura operativa y el equipo computacional y de comunicaciones, de acuerdo con las especificaciones operativas y técnicas establecidas por el Administrador, excepto los Participantes de que trata el artículo 5o del presente Procedimiento en concordancia con el artículo 3.16.1.1 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan. 3. Haber enviado al Administrador de la Subasta en los plazos establecidos en la regulación vigente y el presente Procedimiento, la documentación establecida, la cual deberá estar debidamente aprobada. (Fuente: R CREG 039/08, ANEXO Art. 15)
ARTÍCULO 3.16.19.5.2.6.5. PRUEBA DE LAS TRANSACCIONES CELEBRADAS EN EL SISTEMA. Para todos los efectos será plena prueba de una transacción celebrada en el Sistema, el registro electrónico de ella en el mismo y no será necesario para su comprobación la impresión y suscripción de la misma por cualquiera de los Actores de la Subasta. (Fuente: R CREG 039/08, ANEXO Art. 16)
ARTÍCULO 3.16.19.5.2.6.6. FECHA Y HORA DE REGISTRO. La fecha y hora oficial, válida para todos los efectos del Sistema será la que registre el servidor central del Administrador, sincronizado satelitalmente. El servidor registrará el día y la hora en que se efectúe cualquier operación en el Sistema, así como el ingreso, retiro o modificación de cualquier oferta en el mismo. (Fuente: R CREG 039/08, ANEXO Art. 17)
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ARTÍCULO 3.16.19.5.2.6.7. VALIDACIÓN DE INFORMACIÓN. A más tardar el día calendario anterior a la apertura de la primera Ronda de la Subasta, los Participantes deben ingresar al Sistema para revisar y confirmar la siguiente información: 1. Plantas y/o unidades de generación representadas por el participante. 2. ENFICC o Bloques de ENFICC declarados para cada una de las plantas y/o unidades de generación. 3. Periodo de vigencia de la Obligación para cada una de las Plantas y/o unidades de generación. 4. Tipo de planta: Nuevas, especiales, existentes o existentes con obras. 5. Pará metros para el retiro temporal de ENFICC para plantas y/o unidades existentes. (Fuente: R CREG 039/08, ANEXO Art. 18) (Fuente: R CREG 161/11, ANEXO)
ARTÍCULO 3.16.19.5.2.6.8. INADMISIÓN DE OFERTAS. Las ofertas que no estén comprendidas entre el Precio de apertura y el Precio de Cierre no serán admitidas por el Sistema. (Fuente: R CREG 039/08, ANEXO Art. 19)
ARTÍCULO 3.16.19.5.2.6.9. RESULTADOS DE LA SUBASTA. El Administrador publicará en los plazos establecidos en el Artículo 3.16.3.1.2 o aquellas que la adicionen, modifiquen o sustituyan, la siguiente información: 1. Asignación de OEF para cada planta o unidad de generación. 2. Periodo de vigencia de la OEF. 3. Precio del cargo por Confiabilidad. 4. Valores empleados para la determinación de la Demanda Objetivo incluida en la función de demanda. (Fuente: R CREG 039/08, ANEXO Art. 20) (Fuente: R CREG 161/11, ANEXO)
SUBSECCIÓN 7 REQUISITOS TÉCNICOS ARTÍCULO 3.16.19.5.2.7.1. SISTEMA DE SUBASTAS. El sistema de Subasta, está desarrollado de acuerdo con lo establecido en la Parte 3.16, o aquellas que la modifican, adicionan o sustituyen. (Fuente: R CREG 039/08, ANEXO Art. 21)
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ARTÍCULO 3.16.19.5.2.7.2. CARACTERÍSTICAS TECNOLÓGICAS REQUERIDAS POR LOS USUARIOS DEL SISTEMA DE SUBASTAS. Los Participantes deben tener como mínimo las siguientes características de hardware y software en sus estaciones de trabajo para poder participar en la Subasta: Requisito Computador/Procesador Memora (RAM) Disco (Hard disk) Tarjeta de Red Sistema operativo
Navegador de Internet Conexión a Internet Conexión de red local Adobe Acrobat Reader PDF *
Requerido Pentium IV 3.0 GHz o equivalente de otro fabricante. 1 GB RAM o más 80 GB o más 100 Mbps FastEthernet o superior Windows XP 32 bits o superior con todas las actualizaciones disponibles. Firewall de Windows instalado Internet Explorer 8.0 600 kbps o superior 100 Mbps o superior Versión 7.0 o superior
*Acrobat Reader debe ser instalado en el computador para poder visualizar e imprimir los reportes. La dirección para instalación es http://www.adobe./com/products/acrobat/readstep2.html. (Fuente: R CREG 039/08, ANEXO Art. 22) (Fuente: R CREG 161/11, ANEXO)
ARTÍCULO 3.16.19.5.2.7.3. CONFIGURACIÓN DEL NAVEGADOR DE INTERNET. Se describe a continuación la configuración necesaria en el Navegador de Internet. 1. Bloqueador de pop-up del Navegador deshabilitado para la dirección electrónica (URL) del sistema. 2. Bloqueadores de pop-up de terceros (Google, MSN, Yahoo, otros) deshabilitados para la dirección electrónica (URL) del sistema. 3. Para impresión es recomendado que la configuración de impresora tenga el encabezado (header) y el pie de página (footer) deshabilitados. 4. Papel de impresión configurado para tamaño carta. 5. Opción “imprimir colores de fondo e imágenes” (print background color and images) habilitada. 6. Javascript del Navegador habilitado. (Fuente: R CREG 039/08, ANEXO Art. 23)
ARTÍCULO 3.16.19.5.2.7.4. MECANISMOS DE AUTENTICACIÓN. La autenticación al sistema de Subasta se hará a través de: usuario, contraseña, tarjeta de códigos y captcha. De acuerdo con el presente reglamento, el Administrador de la Subasta suministrará los tres primeros ítems. (Fuente: R CREG 039/08, ANEXO Art. 24)
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ARTÍCULO 3.16.19.5.2.7.5. CAMBIO DE CLAVE. Se solicitará cambio de clave la primera vez que se ingrese al sistema y periódicamente, según la política de seguridad definida por el Administrador de la Subasta. (Fuente: R CREG 039/08, ANEXO Art. 25)
ARTÍCULO 3.16.19.5.2.7.6. SOPORTE TECNOLÓGICO ANTES Y DURANTE LA SUBASTA. Para el período previo a la Subasta podrán enviar las inquietudes y comentarios que se tengan de carácter tecnológico al buzón de correo [email protected]. Durante la Subasta se podrán enviar al Administrador de la Subasta los problemas y/o errores que se presenten con el sistema al buzón de correo [email protected] o a través de la línea telefónica designada para ello. (Fuente: R CREG 039/08, ANEXO Art. 26)
ARTÍCULO 3.16.19.5.2.7.7. PLAN DE CONTINGENCIA. Si durante el desarrollo de una Subasta el Sistema de Subasta interrumpe su operación por fallas técnicas, afectando total o temporalmente el servicio, el Administrador de la Subasta, de acuerdo con las condiciones de la misma, informará la necesidad de activar el Plan de Contingencia. Para esto indicará las condiciones de la contingencia y la dirección URL del sistema de Subasta. PARÁGRAFO. En todo caso el Administrador de la Subasta no será responsable por contingencias derivadas de caso fortuito o fuerza mayor o por responsabilidad exclusiva de terceros. (Fuente: R CREG 039/08, ANEXO Art. 27)
SUBSECCIÓN 8 DISPOSICIONES FINALES ARTÍCULO 3.16.19.5.2.8.1. RECLAMACIÓN. Todas las reclamaciones que pudieran suscitarse previas a la Subasta, deberán tramitarse antes de la misma, enviando una comunicación escrita, suscrita por el representante legal o el habilitado para presentar ofertas, la cual será resuelta por el Administrador de la Subasta y el Auditor inmediatamente. En caso de no ser posible atender adecuadamente la reclamación, el Administrador de la Subasta, tendrá la facultad de suspender el inicio de la misma y dar traslado a la CREG para resolver o en su defecto a la autoridad que considere competente. Para las reclamaciones que pudieran suscitarse durante la Subasta, se conformará un grupo integrado por el Auditor, el Subastador y el Administrador, quienes darán respuesta sobre dicha reclamación. En todo caso, este Grupo tendrá la facultad de suspender la Ronda y, en caso de ser necesario, la Subasta, y de dar traslado a la CREG para resolver o en su defecto a la autoridad que se considere competente. (Fuente: R CREG 039/08, ANEXO Art. 28)
ARTÍCULO 3.16.19.5.2.8.2. LIMITACIÓN DE LA RESPONSABILIDAD. El Administrador de la Subasta no será responsable de la información suministrada por los Participantes,
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cualquiera sea el medio utilizado, del desarrollo de la Subasta que dependa de los Participantes, ni de los resultados de la misma. (Fuente: R CREG 039/08, ANEXO Art. 29)
ARTÍCULO 3.16.19.5.2.8.3. FECHA Y HORA. Para todos los efectos se considerará la fecha y hora legal para la República de Colombia. (Fuente: R CREG 039/08, ANEXO Art. 30)
ARTÍCULO 3.16.19.5.2.8.4. IDIOMA. La subasta y los resultados de la misma serán redactados y se considerarán en idioma español. (Fuente: R CREG 039/08, ANEXO Art. 31)
ARTÍCULO 3.16.19.5.2.8.5. LEY APLICABLE. En todo caso y para los efectos de la Subasta la normatividad aplicable será la regulación vigente, el presente Procedimiento y las normas aplicables de la República de Colombia. (Fuente: R CREG 039/08, ANEXO Art. 32)
TÍTULO 20 PROCEDIMIENTO PARA ASIGNACIÓN DE OEF A GENERADORES QUE REPRESENTAN PLANTAS O UNIDADES DE GENERACIÓN CON PERIODOS DE CONSTRUCCION SUPERIORES AL PERIODO DE PLANEACIÓN DE LA SUBASTA (ANEXO 11) ARTÍCULO 3.16.20.1. PREPARACIÓN. En este anexo se entenderá por GPPS las Plantas o Unidades de Generación con Periodos de Construcción Superiores al Periodo de Planeación de la Subasta. Una vez conocido el precio de cierre de la subasta realizada en el año t, para obligaciones que inician el 1 de diciembre del año t+p, se procederá de la siguiente forma: a) El ASIC anunciará el Precio Máximo del Cargo por Confiabilidad a considerar para las GPPS (en adelante PMGPPS). Este precio será igual al aplicable a las Obligaciones de Energía Firme asignadas en dicha Subasta y respaldadas con plantas o unidades de generación nuevas, siempre que la subasta no sea calificada como especial. Cuando la subasta sea calificada como caso especial el PMGPPS será igual al aplicable a los generadores existentes, como resultado de dicha Subasta; b) El ASIC considerará las plantas o unidades de generación de los agentes generadores que hayan declarado previamente, según la regulación, sus plantas o unidades en esta categoría, y no hayan manifestado su retiro de este proceso; c) Una vez anunciado el PMGPPS, el agente con plantas y/o unidades GPPS deberá comunicar a la CREG si sigue en el proceso de asignaciones GPPS, dentro del término establecido en la Resolución de que trata el artículo 3.16.3.1.2R_CREG_0071_2006 - 18*NO EXISTE
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EL ARCHIVO .RTF de esta Resolución.
d) El ASIC tomará para cada una de las plantas o unidades de generación identificadas, el período de construcción declarado por el agente; e) El ASIC determinará el incremento anual de demanda esperado para cada uno de los años del período comprendido entre el año t+p+1 y el año t+10. Los valores de la demanda corresponderán a los que haya establecido la CREG como demanda objetivo. f) El ASIC calculará y anunciará las cantidades de ENFICC asignadas a GPPS en Subastas para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme, anteriores con periodos de vigencia que inician en el período entre el 1o de diciembre del año t + p + 1 y el 1o de diciembre del año t +10; g) EL ASIC realizará la asignación de obligaciones de energía firme para generadores que las respaldan con GPPS en un proceso iterativo que inicia con las GPPS que ya tienen Obligaciones de Energía Firme Asignadas, AGPPS, aplicando lo establecido en los numerales 2 y 3 de este Anexo y teniendo en cuenta la siguiente notación. AGPPS(k,q,m): Es la asignación a la planta generadora k en el año t-q con inicio del Período de Vigencia de la OEF en el año m, para m entre t + p + i y t + 10. Donde: k: Nombre de la planta. i: Variable que tomará un valor entre 1 y 10 – p. q: Variable que define el número de años de antigüedad, respecto del año t, de una OEF asignada a una GPPS con anterioridad a la Subasta del año t. Por lo tanto, q tomará un valor entre 10 - p - i y 0, de tal forma que define un grupo al cual pertenecen las GPPS para el año t + p + i como se explica en el numeral 2 siguiente. p: Período de planeación para la subasta en el año t. m: Año de inicio del Periodo de Vigencia de la OEF. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 11 Num. 1) (Fuente: R CREG 040/08, Art. 2) (Fuente: R CREG 019/08, Art. 10) (Fuente: R CREG 101/07, Art. 7)
ARTÍCULO 3.16.20.2. CRITERIO DE ORDENAMIENTO PARA OFERTAR EN LAS ASIGNACIONES. En la asignación de Obligaciones de Energía Firme respaldadas con GPPS, que se realice como resultado de una subasta del año t, se iniciará con aquellas GPPS que tienen asignaciones de mayor antigüedad. Por tanto, para la asignación del año t+p+i, se comenzará con las plantas con AGPPS(k,q,m) ? 0, para todo q en forma regresiva, desde q=10-p-i hasta q=1, y para todo k; se terminará con las GPPS para q=0 y todo k que no tienen asignación para el año t+p+i. Todo esto iniciando en i=1 hasta i=10-p.
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Esto aplicará para cualquier m = t + p + i, iniciando en i = 1 hasta i = 10 - p. Así se conformarán los grupos de igual q para cada año de inicio de la obligación. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 11 Num. 2) (Fuente: R CREG 101/07, Art. 7)
ARTÍCULO 3.16.20.3. REGLAS PARA REALIZAR LAS ASIGNACIONES. Las asignaciones en el año t para inicio del Periodo de Vigencia de la OEF en el año t + p + i para las plantas k del mismo q se realizará de acuerdo con las siguientes reglas, para cada i entre 1 y 10-p: a) Todas las k del grupo q ofertarán la cantidad de Enficc que desean que se les asigne en el año t a un precio máximo PMGPPS para el inicio del Periodo de Vigencia de la OEF en el año t + p + i. La máxima cantidad asignable a las plantas del grupo q para el año t + p + i y siguientes estará dada por la siguiente ecuación:
Donde: CM (q,t + p+ i) Máxima cantidad asignable a una planta o plantas del grupo q para el año t + p + i L (q)=
A (t + p + i)
Cantidad en ENFICC asignada en obligaciones que inician en el año t + p + i, por este concepto a GPSS en años previstos a t y en iteraciones anteriores.
I (t + p + i)
Incremento de la demanda esperado pñara el año t + p + i
b) El incremento de la demanda esperado para el período de vigencia de la obligación que inicia el 1 de diciembre del año t + p + i, será la diferencia entre las demandas agregadas proyectadas para los períodos que inician el 1 de diciembre del año t + p + i y el 1 de diciembre del año t + p + i – 1; c) Para cada una de las GPPS que respaldan Obligaciones de Energía Firme, la suma de todas las obligaciones que se le hayan asignado a un agente por una planta no podrán superar la ENFICC de esa planta en ningún año t+p+i;
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d) El ASIC sumará las cantidades de ENFICC ofertadas y tendrá en cuenta el resultado de esta suma para efectos de la asignación de las Obligaciones de Energía Firme y el precio al que se remunerarán, tal como se establece en el Reglamento de la Subasta de Sobre Cerrado para GPPS, contenido en el Anexo 12 R_CREG_0071_2006 - anexo 12*NO EXISTE EL BOOKMARK de esta Resolución. e) El ASIC asignará las cantidades de Obligaciones de Energía Firme a los generadores con GPPS de acuerdo con lo definido en el Reglamento de la Subasta de Sobre Cerrado para GPPS, contenido en el Anexo 12 de esta resolución. f) Como resultado de este proceso, cada planta o unidad de generación con asignación tendrá definido un precio para cada obligación de energía firme que se le haya asignado por este concepto en todos los años que haya participado; g) El período de vigencia de la obligación de energía firme se iniciará a partir del primer período que se le haya asignado a un generador por una AGPPS. En todo caso este período será igual al declarado por el agente y no puede ser superior a 20 años. Asignaciones posteriores a la primera asignación estarán limitadas al periodo de vigencia definido para esa primera asignación. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 11 Num. 3) (Fuente: R CREG 019/08, Art. 11) (Fuente: R CREG 040/08, Art. 3) (Fuente: R CREG 101/07, Art. 7)
TÍTULO 21 REGLAMENTO DE LA SUBASTA DE SOBRE CERRADO PARA PARTICIPANTES CON PLANTAS Y\O UNIDADES DE GENERACIÓN CON PERÍODOS DE CONSTRUCCIÓN SUPERIORES AL PERÍODO DE PLANEACIÓN DE LA SUBASTA DEL CARGO POR CONFIABILIDAD (GPPS) (ANEXO 12)
CAPÍTULO 1 INTRODUCCIÓN (descripción no original) ARTÍCULO 3.16.21.1.1. OBJETO. Mediante la presente resolución se adopta el Reglamento de la Subasta de Sobre Cerrado para participantes con Plantas y/o Unidades de Generación con Períodos de Construcción Superiores al Período de Planeación de la subasta del Cargo por Confiabilidad (GPPS) y se modifican normas de la Parte 3.16. Las normas contenidas en esta resolución hacen parte del Reglamento de Operación expedido para regular el funcionamiento del Mercado de Energía Mayorista. (Fuente: R CREG 040/08, Art. 1)
ARTÍCULO 3.16.21.1.2. ADOPCIÓN DEL REGLAMENTO. Se adopta como Reglamento de la Subasta de Sobre Cerrado para participantes con Plantas y/o Unidades de Generación con Períodos de Construcción Superiores al Período de Planeación de la subasta del Cargo por Confiabilidad (GPPS), el contenido en el anexo de esta Resolución, el cual será adicionado a la Parte 3.16, como anexo 12.
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(Fuente: R CREG 040/08, Art. 4)
CAPÍTULO 2 OBJETO Y DEFINICIONES ARTÍCULO 3.16.21.2.1. OBJETO. El presente Reglamento tiene por objeto establecer las condiciones y procedimientos para que los agentes o personas jurídicas que representan plantas y/o unidades de generación con períodos de construcción superiores al período de planeación de la subasta del Cargo por Confiabilidad – GPPS –, participen en la subasta de sobre cerrado según lo establecido en Parte 3.16 y aquellas que la adicionan, modifiquen o sustituyan. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 12 Num. 12.1) (Fuente: R CREG 040/08, ANEXO 12)
CAPÍTULO 3 REPORTE DE INFORMACIÓN ARTÍCULO 3.16.21.3.1. REPORTE DE INFORMACIÓN. Los Participantes que representen plantas y/o unidades GPPS deben reportar toda la información correspondiente a las plantas o unidades de generación nuevas de acuerdo con la Parte 3.16R_CREG_0071_2006 - anexo 10*NO EXISTE EL BOOKMARK -Reglamento de la subasta para la asignación de Obligaciones de Energía Firme- de esta Resolución, o aquellas que la modifiquen adicionen o sustituyan, en los plazos de que trata el artículo 3.16.3.1.2 de esta resolución. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 12 Num. 12.3) (Fuente: R CREG 040/08, ANEXO 12)
ARTÍCULO 3.16.21.3.2. EFECTOS DE NO ENTREGAR LAS GARANTÍAS PARA AMPARAR LA PARTICIPACIÓN EN LAS ASIGNACIONES DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME PARA LAS GPPS. Los participantes que representan plantas y/o unidades GPPS que no entreguen la garantía para amparar la participación en las asignaciones de Obligaciones de Energía Firme para las GPPS, de acuerdo con lo definido en el Capítulo III del Reglamento de Garantías para el Cargo por Confiabilidad adoptado por la Parte 8.4, no participarán en el proceso de asignación de Obligaciones de Energía Firme para agentes con GPPS. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 12 Num. 12.4) (Fuente: R CREG 040/08, ANEXO 12)
CAPÍTULO 4 DEBERES Y RESPONSABILIDADES ARTÍCULO 3.16.21.4.1. RESPONSABILIDADES Y DEBERES DEL ADMINISTRADOR DEL SISTEMA DE INTERCAMBIOS COMERCIALES – ASIC–.
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Corresponderá al ASIC las siguientes responsabilidades y deberes respecto a la Subasta de Sobre Cerrado para GPPS: a) Anunciar el PMGPPS una vez finalizada la subasta para la asignación de OEF, realizada en el año t para obligaciones que inician el 1o de diciembre del año t+p; b) Determinar el incremento anual de demanda esperado para cada uno de los Años GPPS. Los valores de demanda corresponderán a los que haya establecido la CREG como Demanda Objetivo de acuerdo con lo definido en esta Resolución, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. La demanda a asignar para cada año corresponderá al 50%, 60% u 80% de este incremento, según corresponda al grupo q sea igual a 0, 1 o mayor o igual de 2 respectivamente. c) Realizar para cada Grupo q de GPPS el balance Año por Año GPPS entre la demanda a asignar y la suma de Cantidades de Energía Firme para Balance GPPS de cada planta o unidad; d) Publicar los años en los cuales se encuentra que la oferta supera la demanda a asignar, en la fecha que determine la CREG, para cada grupo q de GPPS; e) Anunciar las OEF asignadas a plantas o unidades GPPS en subastas anteriores para los Años GPPS; f) Realizar la asignación de OEF a los participantes que representan GPPS de acuerdo con el proceso establecido en el Anexo 11 R_CREG_0071_2006 - ANEXO 11* de esta Resolución y el presente Anexo, y aquellas normas que los adicionen, modifiquen o sustituyan; g) Realizar la Subasta de Sobre Cerrado a que hace referencia este Anexo. h) Informar el lugar, fecha y hora en que se realizará la Subasta de Sobre Cerrado para GPPS. i) Conservar registros históricos, de la totalidad de operaciones realizadas en desarrollo de la subasta, de conformidad con las disposiciones legales vigentes en materia de conservación de documentos; j) Contratar el Auditor de la Subasta de Sobre Cerrado para Participantes con GPPS; k) Divulgar la información de la asignación de OEF a planta o unidades GPPS; l) Resolver las reclamaciones que se presenten por parte de los Participantes de la Subasta de Sobre Cerrado de GPPS. PARÁGRAFO. La Comisión definirá la información que deberá publicar el ASIC, y la oportunidad para su publicación. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 12 Num. 12.5) (Fuente: R CREG 139/11, Art. 8) (Fuente: R CREG 057/08, Art. 2) (Fuente: R CREG 056/08, Art. 2) (Fuente: R CREG 042/08, Art. 3) (Fuente: R CREG 040/08, ANEXO 12)
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ARTÍCULO 3.16.21.4.2. RESPONSABILIDADES Y DEBERES DE LOS PARTICIPANTES DE LA SUBASTA DE SOBRE CERRADO PARA GPPS. Los Participantes de la Subasta GPPS deberán: a) Presentarse en el lugar, fecha y hora que el ASIC defina para la realización de la Subasta de Sobre Cerrado para GPPS; b) Presentar al ASIC la Oferta en Sobre Cerrado en el plazo establecido en el Capítulo 3.16.21.4 y en el formato definido para ello por el ASIC, cuando este lo requiera dentro del proceso de asignación. c) Abstenerse de realizar actos de competencia desleal, acuerdos contrarios a la libre competencia o contrarios a la legislación o a la regulación vigente aplicable y que afecten la transparencia del proceso o la adecuada formación de precios y, en general, el desarrollo de la Subasta de Sobre Cerrado para GPPS. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 12 Num. 12.6) (Fuente: R CREG 056/08, Art. 3) (Fuente: R CREG 040/08, ANEXO 12)
ARTÍCULO 3.16.21.4.3. RESPONSABILIDADES Y DEBERES DEL AUDITOR DE LA SUBASTA DE SOBRE CERRADO PARA GPPS. El Auditor de la Subasta de Sobre Cerrado para GPPS tendrá a su cargo las siguientes responsabilidades y deberes: a) Verificar e intervenir cuando sea necesario para garantizar la correcta aplicación de la regulación vigente que rige el desarrollo de la Subasta de Sobre Cerrado para GPPS; b) Remitir a la CREG, dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la finalización de la Subasta de Sobre Cerrado para GPPS, un informe en el cual se establezca, sin ambigüedades, el cumplimiento o no de la regulación vigente que rige dicha subasta. PARÁGRAFO. Cuando el Auditor de la Subasta establezca que en la Subasta de Sobre Cerrado para GPPS respectiva no se dio cumplimiento a la normatividad vigente, el proceso adelantado no producirá efectos para los Participantes, en el estado en el que se encuentre y el ASIC procederá a convocar nuevamente la Subasta de Sobre Cerrado para GPPS en un plazo no mayor a veinte (20) días, sin perjuicio de las acciones penales y/o civiles y las actuaciones administrativas a que haya lugar contra las personas que hayan incumplido la normatividad vigente. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 12 Num. 12.7) (Fuente: R CREG 040/08, ANEXO 12)
CAPÍTULO 5 DEL PROCESO DE ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME A PARTICIPANTES CON GPPS
SECCIÓN 1
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INFORMACIÓN ARTÍCULO 3.16.21.5.1.1. INFORMACIÓN. Al finalizar la subasta de que trata la Parte 3.16 o aquellas que la modifiquen o sustituyan, realizada en el año t para la asignación de obligaciones que inician el 1o de diciembre del año t+p, el ASIC anunciará lo siguiente: a) El valor del Precio Máximo del Cargo por Confiabilidad – PMGPPS; b) El incremento de la Demanda Objetivo para cada uno de los años del periodo comprendido desde el 1o de diciembre del año t+p+1 hasta el período de vigencia de OEF que inicia en t+10; c) Las OEF asignadas a GPPS en subastas anteriores para cada uno de los años del periodo comprendido desde el 1o de diciembre del año t+p+1 hasta el período de vigencia de OEF que inicia en t+10. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 12 Num. 12.8) (Fuente: R CREG 040/08, ANEXO 12)
SECCIÓN 2 CONVOCATORIA DE LA SUBASTA DE SOBRE CERRADO PARA GPPS ARTÍCULO 3.16.21.5.2.1. CONVOCATORIA DE LA SUBASTA DE SOBRE CERRADO PARA GPPS. El ASIC convocará la Subasta de Sobre Cerrado para cada grupo de GPPS con igual q, informando a los Participantes el lugar, fecha y hora que se llevará a cabo la misma, e invitará a presentar la oferta para la Subasta de Sobre Cerrado en el formato que publicará XM E.S.P. en su página web. PARÁGRAFO 1o. Para realizar el balance del grupo q de GPPS se deben efectuar las asignaciones posibles del grupo q de GPPS inmediatamente mayor. PARÁGRAFO 2o. Al desarrollador que se le asignaron Obligaciones de Energía Firme para una planta o unidad GPPS, según lo previsto en el presente Reglamento, será el único desarrollador que podrá Ofertar dicha planta o unidad en las Subastas de Sobre Cerrado para GPPS de años posteriores. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 12 Num. 12.9) (Fuente: R CREG 139/11, Art. 9) (Fuente: R CREG 040/08, ANEXO 12)
SECCIÓN 3 SELECCIÓN DEL DESARROLLADOR PARA EL CASO DE UN PROYECTO CON VARIOS DESARROLLADORES ARTÍCULO 3.16.21.5.3.1. SELECCIÓN DEL DESARROLLADOR PARA EL CASO DE UN PROYECTO CON VARIOS DESARROLLADORES. Cuando existan agentes interesados en
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presentar a la subasta para plantas GPPS con un proyecto que tiene varios desarrolladores, para la identificación y la documentación requerida se aplicarán las reglas definidas en el numeral 3.15.1 del Anexo 10 R_CREG_0071_2006 - anexo 10*NO EXISTE EL BOOKMARK de esta resolución. Cuando existan agentes interesados en presentar a la subasta para plantas GPPS con proyectos que son excluyentes, para la identificación y la documentación requerida se aplicarán las reglas definidas en los numerales i. al v. del literal a. del numeral 3.15.1 del Anexo 10 de esta resolución. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 12 Num. 12.10) (Fuente: R CREG 183/11, Art. 2) (Fuente: R CREG 040/08, ANEXO 12)
SECCIÓN 4 REPRESENTACIÓN DE LOS PARTICIPANTES EN LA SUBASTA DE SOBRE CERRADO PARA GPPS ARTÍCULO 3.16.21.5.4.1. REPRESENTACIÓN DE LOS PARTICIPANTES EN LA SUBASTA DE SOBRE CERRADO PARA GPPS. Las ofertas presentadas al ASIC por los participantes de la Subasta de Sobre Cerrado para GPPS, en el formato establecido para ello, deberán estar firmadas por el Representante Legal o quien tenga el Poder para ello. Los Participantes deberán enviar al ASIC el certificado de Existencia y Representación Legal y, en caso de aplicar, el Poder, ambos con una vigencia no superior a dos (2) meses, así como todos los documentos necesarios que respalden la delegación, todo lo anterior, cumpliendo con la normatividad aplicable en la República de Colombia, en especial, lo establecido en el Código de Comercio Colombiano para la Representación Legal de las Sociedades o en caso de aplicar la representación especial, se deberá enviar mediante documento escrito en soporte papel, debidamente firmado por el Representante Legal del Agente o Persona Jurídica interesada. También deberá enviar una comunicación escrita con los nombres y firmas del Representante Legal o quien haga sus veces o de las personas con Poder. En todo caso, se deberá prever que el original de las comunicaciones de que trata el presente numeral debe estar disponible en el ASIC y debidamente aprobado por este, en las fechas que para tal efecto defina la CREG. PARÁGRAFO. Si la información enviada por el participante no cumple con las normas aplicables vigentes, dicho agente o persona jurídica no podrá participar en la subasta de sobre cerrado para GPPS. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 12 Num. 12.11) (Fuente: R CREG 040/08, ANEXO 12)
SECCIÓN 5 RECEPCIÓN Y APERTURA DE LAS OFERTAS
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ARTÍCULO 3.16.21.5.5.1. RECEPCIÓN Y APERTURA DE LAS OFERTAS. Las Ofertas serán recibidas por el ASIC en el lugar, fecha y hora que este defina, según lo previsto en el presente Reglamento. El ASIC procederá a la apertura de las Ofertas en presencia del Auditor y de los representantes de los Participantes o sus apoderados de la subasta GPPS. Se suscribirá por todos los asistentes un acta en la cual se deje constancia de las personas presentes, los representantes de los Participantes, el nombre de la(s) GPPS que representan y el cumplimiento de los requisitos para participar de la subasta de sobre Cerrado GPPS. Las ofertas en sobre cerrado se recibirán y radicarán con fecha y hora de presentación ante el ASIC. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 12 Num. 12.12) (Fuente: R CREG 056/08, Art. 4) (Fuente: R CREG 040/08, ANEXO 12)
SECCIÓN 6 CONTENIDO DE LAS OFERTAS ARTÍCULO 3.16.21.5.6.1. CONTENIDO DE LAS OFERTAS. El Participante deberá diligenciar y suscribir el formato definido por el ASIC para presentar las Ofertas para cada una de las GPPS el formato deberá contener: a) Nombre o Denominación Social del participante. b) Datos de la persona que firma el formato: Nombre completo. Cédula de ciudadanía para personas colombianas. Cédula de Extranjería o pasaporte. c) Nombre de la planta o unidad GPPS. d) Máxima Cantidad de Energía Firme a ofertar en valores enteros de kWh-día acumulada entre los Años GPPS en los cuales aspira a obtener incremento de OEF declarados en el momento de declaración de ENFICC. e) Precio a ofertar en dólares por megavatio hora con un decimal. Este valor deberá ser el mismo para cada uno de los años de vigencia de la obligación que tendría asignación GPPS para los cuales presenta propuesta. Para efectos del proceso de optimización este valor se convertirá en valores enteros en kilovatios hora. f) Mínima Cantidad de Energía Firme. Valor mínimo de OEF acumulado entre los Años GPPS en los cuales aspira a obtener incremento de OEF declarados en el momento de declaración de ENFICC. Los representantes deberán diligenciar toda la información requerida por el ASIC. PARÁGRAFO 1. Si el Participante presenta cualquier información adicional a la solicitada en
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el formato al que se refiere este artículo, lo cual incluye cualquier tipo de notas aclaratorias u otro tipo de información no solicitada, su Oferta no será tenida en cuenta. PARÁGRAFO 2. La Cantidad de Energía para Balance GPPS no será considerada en el proceso de asignación por subasta. El Año GPPS para el cual o los cuales se declare una Cantidad de Energía para Balance GPPS mayor que cero, serán los únicos períodos en los cuales la planta o unidad puede recibir incremento de asignación como resultado del proceso de subasta para GPPS. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 12 Num. 12.13) (Fuente: R CREG 161/11, Art. 3) (Fuente: R CREG 139/11, Art. 10) (Fuente: R CREG 057/08, Art. 3) (Fuente: R CREG 056/08, Art. 4) (Fuente: R CREG 040/08, ANEXO 12)
SECCIÓN 7 INADMISIÓN DE OFERTAS ARTÍCULO 3.16.21.5.7.1. INADMISIÓN DE OFERTAS. Las Ofertas que no cumplan con las siguientes condiciones se entenderán como no presentadas: a) Debe ser presentada por el Participante en el formato establecido por el ASIC; b) Deben ser diligenciada en su totalidad; c) Debe estar firmada por el representante legal o por la persona con Poder, de acuerdo con lo establecido en el presente reglamento; d) Se debe ofertar un precio menor o igual al PMGPPS para todos los Años GPPS para los cuales opta. Estos deben coincidir con los Años GPPS para los cuales se declaró la Cantidad de Energía Firme para Balance GPPS; e) Se debe ofertar una Energía Firme menor o igual a la ENFICC verificada por el CND menos las asignaciones de OEF realizadas previamente a la GPPS. En el momento en que el ASIC identifique que alguna de las condiciones anteriores no se cumplieron en la Oferta, informará inmediatamente al Participante respectivo, al Auditor de la Subasta y la CREG y se entenderá que la GPPS no participará en la Subasta de Sobre Cerrado para GPPS. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 12 Num. 12.14) (Fuente: R CREG 056/08, Art. 4) (Fuente: R CREG 040/08, ANEXO 12)
SECCIÓN 8 ASIGNACIÓN, PRECIO Y RESULTADOS DE LA SUBASTA DE SOBRE CERRADO PARA GPPS PARA PLANTAS DEL MISMO GRUPO Q ARTÍCULO 3.16.21.5.8.1. ASIGNACIÓN, PRECIO Y RESULTADOS DE LA SUBASTA DE SOBRE CERRADO PARA GPPS PARA PLANTAS DEL MISMO GRUPO Q. El ASIC realizará las asignaciones de OEF aplicando las siguientes reglas.
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(Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 12 Num. 12.15) (Fuente: R CREG 056/08, Art. 4) (Fuente: R CREG 040/08, ANEXO 12)
ARTÍCULO 3.16.21.5.8.2. 12.15.1. En la asignación se tendrá en cuenta la Mínima Cantidad de Energía Firme total asignada por GPPS declarada por los Participantes. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 12 Num. 12.15.1) (Fuente: R CREG 056/08, Art. 4) (Fuente: R CREG 040/08, ANEXO 12)
ARTÍCULO 3.16.21.5.8.3. 12.15.3. El ASIC procederá a efectuar la Subasta de Sobre Cerrado de GPPS, utilizando un proceso de optimización con los siguientes pasos: a) Validación. Se debe verificar que la información ofertada para cada una de las plantas GPPS cumpla las siguientes reglas: i) La Máxima Cantidad de Energía Firme ofertada no puede ser superior a la ENFICC verificada por el CND menos las asignaciones de OEF realizadas previamente a la GPPS; ii) La Mínima Cantidad de Energía Firme no puede ser superior a la Máxima Cantidad de Energía Firme ofertada; iii) El precio ofertado debe ser igual o inferior al PMGPPS y ser igual para todos los Años GPPS en los cuales se presente oferta; b) Diferenciación de Ofertas. Se aplicará el siguiente procedimiento: i. Cuando dos o más plantas GPPS oferten el mismo precio, se aplicará un proceso aleatorio que garantice que todas las ofertas tendrán precios diferentes restando incrementos de 1 US $/GWh. ii. El precio de oferta para cada GPPS modificado o no por el proceso anterior, se multiplicará por un factor de la siguiente forma en US $/GWh:
Donde: : precio que se obtiene en el subproceso ii; : precio de oferta si no se aplica el subproceso i o de lo contrario, precio que se obtiene en el subproceso i. n: número secuencial de los Años GPPS en que ha ofertado energía firme un participante para una planta o unidad GPPS. Este valor va de 1 al número de Años GPPS para el cual se ha ofertado en cada planta. Las variaciones en los precios de oferta serán exclusivamente para fines del proceso de optimización y no para establecer el precio al que finalmente se adjudiquen las Obligaciones
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de Energía Firme. En el caso de proyectos con varios desarrolladores se seleccionará el de menor precio resultante de este procedimiento. c) Proceso de Optimización. Este proceso tendrá las siguientes características para cada grupo q: i. Se aplicará al Período GPPS. ii. La función objetivo será minimizar: La suma de los productos entre las OEF asignadas multiplicado por su precio ofertado, diferenciado conforme a lo indicada en el literal b) anterior, por cada una de la plantas GPPS, más el producto entre la demanda no asignada y un precio igual a uno punto cinco (1.5) veces PMGPPS. ii. La sumatoria de las asignaciones de OEF en todos los Años GPPS, para cada planta debe ser cero o un número entre la Cantidad Mínima de Energía Firme y la Máxima Cantidad de Energía Firme ofertada para esa GPPS. iv. La suma de las asignaciones de OEF en un Año GPPS no puede ser superior a la demanda a asignar para dicho año por el proceso de subasta. v. Las variables de asignación asociadas a cada planta para la formulación del problema de optimización se definen en orden ascendente según el precio de oferta de la planta o unidad resultante del procedimiento de diferenciación de ofertas para cada Año GPPS. vi. La asignación de la OEF para cada grupo q se obtendrá de la primera solución encontrada al resolver el problema de optimización planteado en este literal según se establece en el numeral viii. vii. Si existen plantas excluyentes en el grupo q, se obtendrá la primera solución de resolver el problema de optimización considerando las plantas del grupo q que no son excluyentes y las de cada una de las combinaciones posibles de las plantas excluyentes. Por lo tanto, se obtendrán tantas soluciones como combinaciones posibles haya. La asignación de las OEF, en este caso, se hará con la solución que tenga el menor valor de la función objetivo truncada a dos decimales y según se establece en el numeral viii. Si hay varias soluciones con valor igual, se seleccionará una de ellas aleatoriamente. viii. Una vez se finalice el proceso de optimización, se calculará para cada uno de los Años GPPS, el precio de oferta más alto de las GPPS que resultaron con asignación, sin el valor incorporado en el proceso de diferenciación. Estos serán los precios para remunerar las OEF para cada uno de los Años GPPS asignados. La formulación matemática, el modelo computacional y el manual para hacer esta optimización se publicará mediante Circular de la Dirección Ejecutiva que estará disponible en la página WEB de la CREG. El Manual contendrá todos los parámetros de programación y equipos necesarios para resolver el problema de optimización antes mencionado, dentro de los cuales estará, pero no limitado
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a ellos, los siguientes: 1. Programa de optimización. Versión y parámetros de ajuste del mismo. 2. Especificaciones de equipo computacional. El ASIC llevará a cabo el proceso de asignación en presencia del Auditor de la subasta de GPPS y de los representantes de los Participantes o apoderados y publicará los resultados de la asignación: precios, período de vigencia de la obligación y cantidades asignadas a cada GPPS, en la fecha que defina la CREG. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 12 Num. 12.15.3) (Fuente: R CREG 183/11, Art. 4) (Fuente: R CREG 183/11, Art. 3) (Fuente: R CREG 139/11, Art. 12) (Fuente: R CREG 057/08, Art. 4) (Fuente: R CREG 040/08, ANEXO 12)
SECCIÓN 9 SUBASTA DESIERTA ARTÍCULO 3.16.21.5.9.1. SUBASTA DESIERTA. El ASIC declarará desierta la Subasta de Sobre Cerrado para GPPS cuando no se reciban Ofertas o la totalidad de Ofertas presentadas hayan sido inadmitidas conforme a lo dispuesto en este Anexo. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 12 Num. 12.16) (Fuente: R CREG 040/08, ANEXO 12)
CAPÍTULO 6 DISPOSICIONES FINALES ARTÍCULO 3.16.21.6.1. RECLAMACIONES. Todas las reclamaciones que pudieran suscitarse respecto del desarrollo, ejecución y cumplimiento de la Subasta de Sobre Cerrado para GPPS, deberá tramitarse por los Participantes durante la Subasta en presencia del Auditor de la Subasta y antes del cierre de la misma, para lo cual, el ASIC publicará el procedimiento a seguir. Las respuestas estarán a cargo del ASIC, con base en la regulación vigente, en caso de no ser posible resolver la reclamación el ASIC tendrá la facultad de suspender la Subasta y dar traslado a la CREG. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 12 Num. 12.17) (Fuente: R CREG 040/08, ANEXO 12)
ARTÍCULO 3.16.21.6.2. GARANTÍAS. Para todos los efectos, los Participantes de GPPS deberán cumplir lo establecido en la Parte 8.4 o aquellas que la modifiquen adicionen o sustituyan. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 12 Num. 12.18) (Fuente: R CREG 040/08, ANEXO 12)
ARTÍCULO 3.16.21.6.3. LIMITACIÓN DE LA RESPONSABILIDAD DEL ASIC.
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El ASIC no será responsable de la información suministrada por los Participantes, ni de los resultados que de la misma se deriven, así como del desarrollo de la Subasta de Sobre Cerrado para GPPS que dependa de la información suministrada y las actuaciones de los Participantes. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 12 Num. 12.19) (Fuente: R CREG 040/08, ANEXO 12)
ARTÍCULO 3.16.21.6.4. FECHA Y HORA. Para todos los efectos se considerará la fecha y hora legal para la República de Colombia. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 12 Num. 12.20) (Fuente: R CREG 040/08, ANEXO 12)
ARTÍCULO 3.16.21.6.5. IDIOMA. La Subasta de Sobre Cerrado para GPPS y los resultados de la misma serán redactados y se considerarán en castellano, idioma oficial de Colombia. (Fuente: R CREG 071/06, ANEXO 12 Num. 12.21) (Fuente: R CREG 040/08, ANEXO 12)
TÍTULO 22 POR LA CUAL SE DICTAN NORMAS SOBRE OPERACIÓN DE LOS EMBALSES DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL ARTÍCULO 3.16.22.1. USO DEL RECURSO HIDRÁULICO PARA ATENCIÓN DE LA CONSIDERADA PARA EL CARGO POR CONFIABILIDAD. Cuando el volumen del embalse o de cualquier embalse asociado a una planta o cadena de plantas que tenga Obligaciones de Energía Firme asignadas, sea menor o igual al Nivel ENFICC Probabilístico, NEP, el Centro Nacional de Despacho (CND) tendrán en cuenta las siguientes consideraciones: -- Si el recurso tiene un precio de oferta fuera de mérito, su disponibilidad para atender demanda diferente a la considerada para el Cargo por Confiabilidad será cero. -- No será causal de redespacho el hecho de que el nivel del embalse cambie su condición respecto de la considerada originalmente en el Despacho Económico. PARÁGRAFO. Para la aplicación del presente artículo se considera que un precio de oferta está fuera de mérito si el mismo es superior al precio de bolsa del Predespacho Ideal estimado por el CND para atender la Demanda Total Doméstica, a que hace referencia el Título 3.11.1 o aquellas que la modifiquen o sustituyan. (Fuente: R CREG 080/07, Art. 2) (Fuente: R CREG 152/11, Art. 5)
ARTÍCULO 3.16.22.2. REGLAS PARA DEFINIR EL NIVEL ENFICC. El CND aplicará las siguientes reglas para establecer el Nivel ENFICC a considerar: 1. Partiendo de la ENFICC verificada por el CND, tomará como Período de Optimización al que corresponde a la verificación de la Energía Disponible Adicional, según lo definido en el artículo 3.16.4.1.10 de esta resolución o aquellas que la modifiquen o sustituyan.
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2. Para establecer el Nivel ENFICC diario para cada uno de los meses del Período de Optimización del año correspondiente a la ENFICC seleccionada en el paso anterior, se definirá el Nivel ENFICC de la siguiente forma: a) Se toman los resultados del Modelo HIDENFICC, hoja denominada “Vol(Hm3)” que muestra el valor final del embalse en millones de m3 almacenado para cada mes del Período de Optimización seleccionado; b) El Nivel ENFICC de cada día de un mes se calcula mediante la interpolación lineal entre el nivel final del embalse para el mes para el cual se va a definir el Nivel ENFICC y el nivel final del mes inmediatamente anterior en millones de m3 redondeado al entero más próximo. Para el primer mes del Período de Optimización seleccionado (mayo del período t), se toma el nivel final del embalse para este mes y el del último mes del período de optimización inmediatamente anterior (abril del período t-1). (Fuente: R CREG 080/07, Art. 3)
LIBRO 4 REGLAMENTO DE OPERACIÓN - COMPONENTE TRANSMISIÓN Y METODOLOGÍA TARIFARIA (descripción no original)
PARTE 1 POR LA CUAL SE REGLAMENTA EL TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL Y SE REGULA LA LIQUIDACIÓN Y ADMINISTRACIÓN DE LAS CUENTAS ORIGINADAS POR LOS CARGOS DE USO DE DICHO SISTEMA ARTÍCULO 4.1.1. AMBITO DE APLICACION. Esta resolución se aplica a todos los agentes económicos que transportan energía eléctrica y a aquellos que se aprovechan de sus servicios. Conforme a la ley, la actividad de transmisión de energía eléctrica es un servicio público. (Fuente: R CREG 001/94, Art. 2)
ARTÍCULO 4.1.2. PRESTADORES DEL SERVICIO. Solo los agentes económicos a que se refiere esta resolución pueden prestar el servicio público de transmisión de energía eléctrica. Las empresas que se constituyan a partir de la vigencia de la ley 143 de 1994 no podrán realizar simultáneamente, actividades de generación, transmisión o distribución, salvo la excepción prevista en el artículo 74 de la referida ley. El servicio de transmisión de energía por el sistema de transmisión nacional será prestado por las empresas transportadoras. Los transportadores serán los encargados de la operación y mantenimiento de sus líneas y equipos que conforman el sistema de transmisión nacional. La Comisión, en cumplimiento del artículo 73, numeral 18 de la ley 142 de 1994, solicitará al
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Superintendente de Servicios Públicos Domiciliarios que investigue y sancione a quienes presten el servicio de transmisión de energía eléctrica en contravención de lo dispuesto en dicha norma. (Fuente: R CREG 001/94, Art. 3)
ARTÍCULO 4.1.3. LIBRE ACCESO A LOS SISTEMAS DE TRANSMISION. Los transportadores de energía eléctrica permitirán el acceso indiscriminado a las redes de su propiedad de cualquier usuario, comercializador o generador que lo solicite, en las mismas condiciones de confiabilidad, calidad y continuidad establecidas en las disposiciones legales y reglamentarias aplicables a esta materia, así como en los reglamentos y códigos técnicos que expida la Comisión. Mientras entran en vigencia tales códigos, dicho servicio se prestará con los estándares técnicos y de calidad actualmente utilizados por cada una de las empresas encargadas de su prestación. Los actos por los cuales el propietario de una red la vincule al sistema de transmisión nacional habrán de incluir su manifestación de voluntad para aceptar el uso de la red por quienes se conecten a ella en las condiciones dispuestas por la ley y por la Comisión. (Fuente: R CREG 001/94, Art. 4)
ARTÍCULO 4.1.4. PROTECCION DE LA COMPETENCIA EN LA TRANSMISION DE ENERGIA ELECTRICA. Se consideran prácticas restrictivas de la competencia al desarrollar y cumplir con el código de redes, al darle mantenimiento a las redes, a las plantas de generación o a los equipos usados en el sistema, entre otras, las siguientes conductas: - Discriminar o preferir alguna persona o grupo de personas en favor o en contra de otra u otras y, en general, cualquier violación del principio de neutralidad consagrado en las disposiciones contenidas en las Leyes 142 y 143 de 1994; - Restringir o prevenir la libre competencia en la generación o en la oferta de energía eléctrica. Los transportadores conservarán registros de la forma como han ejecutado y cumplido sus operaciones con sujeción al código de redes, en tal forma que la Comisión y la Superintendencia puedan establecer claramente si están cumpliendo o no con sus deberes. (Fuente: R CREG 001/94, Art. 5)
ARTÍCULO 4.1.5. NUEVAS CONEXIONES A LAS REDES. Los transportadores de las redes existentes, o de las que se construyan, deberán permitir que se hagan nuevas conexiones y que se construyan u operen nuevas líneas, siempre y cuando se cumpla con los Códigos técnicos y demás reglamentos que expida la Comisión. Asimismo deberán permitir que las empresas que desean construir líneas nuevas a nuevos puntos de conexión tengan acceso a las redes existentes de transmisión sin restricciones. (Fuente: R CREG 001/94, Art. 6)
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ARTÍCULO 4.1.6. SANCIONES. El incumplimiento de las normas de operación de los sistemas de transmisión, la omisión en la obligación de proveer el mantenimiento de las líneas, las subestaciones y los equipos asociados, las prácticas discriminatorias y de abuso de posición dominante, así como toda conducta que atente contra los principios señalados en las disposiciones regulatorias del servicio de transmisión, se sancionarán por parte de la autoridad competente conforme a las previsiones contempladas en las leyes 142 y 143 de 1994 y las normas que las reglamenten, desarrollen, modifiquen o adicionen. (Fuente: R CREG 001/94, Art. 7)
ARTÍCULO 4.1.7. CRITERIOS BASICOS DE PLANEAMIENTO. Como resultado de las atribuciones que le confiere la ley, la elaboración de los planes de expansión de referencia para el sistema de transmisión nacional es responsabilidad de la UPME, teniendo en cuenta los criterios fijados por el Ministerio de Minas y Energía para el efecto. El planeamiento de la red de transmisión de los sistemas regionales y la definición de los requerimientos de expansión de sus redes de transmisión por necesidades del sistema de distribución es responsabilidad de los transportadores. Para realizar el planeamiento de la expansión, la UPME tendrá la asesoría de un Comité de Planeación cuya composición y funciones estarán definidas en el Código de Redes. La expansión del sistema de transmisión nacional estará a cargo de Interconexión Eléctrica S.A. y de los demás transportadores dentro de sus sistemas regionales, teniendo en cuenta lo estipulado en el parágrafo 5o del artículo 32 de la ley 143 de 1994. (Fuente: R CREG 001/94, Art. 8)
ARTÍCULO 4.1.8. PROPOSITO DEL CODIGO DE REDES. El propósito del código de redes es: - Permitir el desarrollo, mantenimiento y operación de un sistema eficiente, coordinado y económico para la transmisión de energía eléctrica; - Facilitar la libre competencia en el mercado mayorista de energía eléctrica, poniendo los sistemas de transmisión a disposición de los generadores, comercializadores, grandes consumidores y distribuidores; - Garantizar que todos los usuarios conectados, en proceso de conexión o que proyecten conectarse al sistema de transmisión nacional tengan los mismos derechos y deberes. (Fuente: R CREG 001/94, Art. 9)
ARTÍCULO 4.1.9. DIFUSION DEL CODIGO DE REDES. Los transportadores entregarán o enviarán una copia del código de redes a cualquier persona que la solicite, y podrán cobrar por ella un precio razonable. Si alguna persona considera que el precio exigido por la copia no es razonable, podrá pedirle a la Superintendencia de Servicios Públicos que fije un precio, en cumplimiento del artículo 79, numeral 13, de la Ley 142 de 1994.
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(Fuente: R CREG 001/94, Art. 11)
ARTÍCULO 4.1.10. REVISIONES DEL CODIGO DE REDES. El Consejo Nacional de Operación y los transportadores revisarán periódicamente la experiencia en la aplicación del código de redes, con las empresas prestadoras del servicio de energía eléctrica. Posteriormente, enviarán a la Comisión un informe sobre el resultado de la revisión, las propuestas de reforma, si las hubiere, y cualquier queja o sugerencia presentada por escrito por cualquiera de las empresas, y que no haya sido incluida en las propuestas de reforma. La Comisión examinará las propuestas y las demás quejas e iniciativas y, en la medida en que las considere convenientes, o de oficio, reformará el código de redes. (Fuente: R CREG 001/94, Art. 12)
ARTÍCULO 4.1.11. CRITERIOS DE PLANEACION, SEGURIDAD Y CALIDAD DEL SERVICIO DE TRANSMISION. Los transportadores de las redes de transmisión deben planear, desarrollar, operar y mantener sus sistemas de transmisión de acuerdo con el código de redes y con las reglas generales que establezca la Comisión. Los transportadores deben entregar a la Comisión, y a la Superintendencia, cuando ellas lo pidan, la información que sea necesaria para verificar cómo han cumplido con esta norma, y para que la Comisión pueda revisar la aplicación práctica de los criterios de planeación y seguridad del sistema, y los criterios de calidad del servicio. Para la revisión de tales criterios, se seguirá el procedimiento establecido en el artículo 12o. de la presente resolución. (Fuente: R CREG 001/94, Art. 14)
ARTÍCULO 4.1.12. MAYOR CONFIABILIDAD, CALIDAD Y CONTINUIDAD EN EL SERVICIO DE TRANSMISION. Cualquier gran consumidor que utilice los servicios de transmisión a través de los sistemas de distribución local y transmisión tiene derecho a exigir su prestación con la confiabilidad, calidad y continuidad especificadas en el código de redes. En el evento en que algún usuario requiera mayor confiabilidad, calidad y continuidad, debe acordar con el transportador o distribuidor local la instalación de redes de suplencia u otros medios, y asumir los costos adicionales correspondientes. (Fuente: R CREG 001/94, Art. 15)
ARTÍCULO 4.1.13. BASES GENERALES DE LOS CARGOS. Las empresas transportadoras se remunerarán mediante cargos por uso y conexión a la red nacional y cargos por restricciones y servicios complementarios de red, que serán regulados mediante reglamento que expedirá la Comisión. Los cargos serán transparentes, reflejarán los costos y serán neutrales frente a los usuarios. Los cargos por el uso del sistema de transmisión serán separados de los cargos que se cobren por las conexiones. (Fuente: R CREG 001/94, Art. 17)
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ARTÍCULO 4.1.14. CONTRATOS DE CONEXION. A solicitud de un generador, un gran consumidor, un transportador regional o un distribuidor local, Interconexión Eléctrica S.A. y los demás transportadores deben ofrecer la celebración de un contrato de conexión al sistema de transmisión nacional, o para modificar una conexión existente, que contendrá, por lo menos, las siguientes previsiones: - Construcción de las obras que puedan requerirse para conectar el sistema nacional a cualquier otro sistema, y celebración de los actos o contratos necesarios para ello. Las condiciones técnicas de la conexión deben sujetarse a los códigos y reglamentos vigentes; - Construcción de las obras para la extensión de los refuerzos del sistema del transportador que se hagan necesarios o apropiados al hacer conexiones, o modificaciones a una conexión existente; y celebración de los actos o contratos necesarios para ello; - Instalación de los medidores apropiados, de los equipos de corte y protección y de otros aparatos que puedan necesitarse para permitir al transportador medir e interrumpir el suministro a través de la conexión; - La fecha en la cual se completarán los trabajos requeridos para permitir acceso al sistema del transportador; fecha a partir de la cual, si los trabajos no están concluidos, se configura el incumplimiento del contrato, y, consecuentemente, podrá constituirse en mora al transportador, sin que medie requerimiento judicial, conforme a lo establecido en la Ley 142 de 1994; - Materias adicionales tales como plazo del contrato, revisiones del mismo por cambios del sistema, garantías financieras y otros aspectos que se estimen conducentes para garantizar el cumplimiento del contrato. Los cargos de conexión que deberá pagar el solicitante al transportador, se sujetarán a las bases de los cargos de conexión que haya elaborado este último. Cuando el generador, el gran consumidor, el transportador regional o el distribuidor sea propietario del sistema de conexión no pagará cargos por este concepto. Sin perjuicio de lo establecido en esta resolución, los propietarios de los bienes de conexión al sistema de transmisión nacional están obligados a efectuar la reposición del equipo al final de su vida útil, o en caso de pérdida total; en estos eventos, se podrán establecer nuevos contratos de conexión. Asimismo, podrán establecer convenios con transportadores o distribuidores locales para la operación y mantenimiento de esos equipos. (Fuente: R CREG 001/94, Art. 21)
ARTÍCULO 4.1.15. COTIZACIONES DE CONEXION. Los transportadores del sistema de transmisión nacional, deben suministrar al generador, gran consumidor, transportador regional o distribuidor local que esté interesado, la información necesaria para que éste pueda hacerle una solicitud de cotización de conexión. La solicitud de cotización debe contener toda la información que permita al transportador elaborar su oferta en un plazo máximo de tres (3) meses, a partir del recibo de dicha petición. La oferta para conexión contendrá detalladamente los siguientes aspectos: a) Todos los trabajos que se requieran para la construcción o modificaciones de los puntos de entrada o de
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salida del sistema existente, o para refuerzos al sistema de conexión, o para la instalación de medidores, equipos de corte y protección u otros aparatos indispensables para que el contrato pueda cumplirse. b) Los cargos que serían aplicables si se acepta la propuesta y la fecha en la cual se terminarán las obras, si hubiere lugar a ellas. En el caso de cargas o generadores cuya conexión implique ampliaciones o refuerzos del sistema de transmisión nacional, la solicitud de cotización debe formularse a Interconexión Eléctrica S.A. En su oferta ISA deberá detallar la capacidad de transmisión disponible en el punto de acceso al sistema y la magnitud y costo de los trabajos necesarios de refuerzo de la red nacional, en caso de que esto sea necesario para poder conectar al nuevo usuario. Si las obras de ampliación no estaban contempladas dentro de los planes de expansión utilizados para el establecimiento de los cargos, el solicitante deberá estar dispuesto a apoyar financieramente a ISA para la ejecución de tales obras, mientras se revisa la estructura de los cargos de uso. El transportador no estará obligado a presentar una oferta si con ello viola el código de red o cualquier otra norma de carácter técnico o ambiental de forzoso cumplimiento, previa justificación de su negativa. (Fuente: R CREG 001/94, Art. 22)
ARTÍCULO 4.1.16. SERVIDUMBRE DE ACCESO. Si transcurridos cuatro (4) meses a partir del recibo de la solicitud de cotización, el transportador no se ha puesto de acuerdo con las personas que hayan solicitado una cotización, a solicitud de las mismas la Comisión puede imponer, por la vía administrativa, una servidumbre de acceso a quien tenga derecho al uso de la red, conforme a las disposiciones previstas en la Ley 142 de 1994 y demás normas concordantes. Al adoptar la decisión de imponer la ejecución de la servidumbre al transportador, la Comisión definirá, además de los aspectos técnicos y operativos pertinentes, los siguientes: - El predio en cuyo favor se impone, que será aquel en donde se origina o capta la energía cuyo acceso a la red se pretende; - La empresa sujeta a la servidumbre, que será aquella que tenga el uso de la red, bien como propietaria, o a cualquier otro título; - Los cargos que puede cobrar el transportador, teniendo en cuenta las bases de los cargos que hayan sido publicados por aquél; - Que el desempeño del transportador, en obediencia al acto que impone la servidumbre, no implique una violación de sus deberes legales, o de los códigos técnicos y normas que sean aplicables; - Que los términos de los contratos futuros que celebre el transportador, con objeto similar al de la servidumbre, sean, en lo posible, parecidos al de la servidumbre impuesta. En todo caso, al decidir si es necesario imponer la servidumbre, la Comisión examinará si la renuencia del transportador implica una violación de los deberes legales relacionados con el acceso o interconexión, o una conducta contraria a la libre competencia, e impondrá las
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sanciones del caso o solicitará a la Superintendencia su imposición, si fuere de su competencia. La imposición de la servidumbre no excluye la aplicación de las sanciones que fueren procedentes, conforme a las disposiciones contenidas en la Ley 142 de 1994 y demás normas concordantes. El solicitante puede renunciar a la servidumbre impuesta por la Comisión, y ésta dejará de ser obligatoria para el transportador. La Comisión podrá, también, imponer servidumbres, si las partes de un contrato de acceso o conexión no se avienen en materias relacionadas con su ejecución, modificación, terminación o liquidación, en cuanto fuere necesario. (Fuente: R CREG 001/94, Art. 23)
ARTÍCULO 4.1.17. ISA Y LA COMPETENCIA EN LA TRANSMISION. Conforme a lo dispuesto por el parágrafo 3 del artículo 32 de la ley 143 de 1994, ISA no podrá participar en actividades de generación, comercialización y distribución de energía eléctrica. (Fuente: R CREG 001/94, Art. 25)
PARTE 2 PRINCIPIOS GENERALES Y PROCEDIMIENTOS PARA DEFINIR EL PLAN DE EXPANSIÓN DE REFERENCIA DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL, Y METODOLOGÍA PARA DETERMINAR EL INGRESO REGULADO POR CONCEPTO DEL USO DE ESTE SISTEMA
TÍTULO 1 DISPOSICIONES GENERALES (descripción no original) ARTÍCULO 4.2.1.1. AMBITO DE APLICACIÓN. Esta Resolución aplica a todos los agentes económicos que desarrollan la actividad de Transmisión Nacional y a aquellos que se benefician de sus servicios. Conforme a la ley, la actividad de transmisión de energía eléctrica es un servicio público. (Fuente: R CREG 022/01, Art. 2)
ARTÍCULO 4.2.1.2. ELEMENTOS DE EFICIENCIA EN LA EJECUCIÓN DEL PLAN DE EXPANSIÓN DE TRANSMISIÓN DE REFERENCIA (STN) Y METODOLOGÍA DE REMUNERACIÓN. La expansión del Sistema de Transmisión Nacional se hará mediante la ejecución, a mínimo costo, de los proyectos del Plan de Expansión de Transmisión de Referencia, por parte de los inversionistas que resulten seleccionados en procesos que estimulen y garanticen la libre competencia en la escogencia de dichos proyectos. En todo caso, la CREG podrá pronunciarse cuando encuentre que los requisitos establecidos en los Documentos de Selección impiden o restringen la libre competencia o no cumplen criterios de eficiencia económica en la escogencia de los proyectos del Plan de Expansión de Transmisión de Referencia y sus comentarios deberán ser incluidos en los Documentos de Selección.
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Las inversiones correspondientes a la Expansión del Sistema de Transmisión Nacional que se ejecuten a partir de los procesos de libre concurrencia señalados en este artículo, se remunerarán a los inversionistas seleccionados que hayan presentado en cada proceso la propuesta con el menor Valor Presente de los Ingresos Anuales Esperados durante los veinticinco (25) años del flujo de Ingresos, mediante Cargos por Uso que serán determinados mediante la metodología de Ingreso Regulado establecida por la CREG, de acuerdo con las siguientes reglas: a) Determinación del Ingreso Anual. I. El Ingreso Anual Esperado estará expresado en dólares constantes del 31 de diciembre del año anterior al año en el cual se efectúe la propuesta, para cada uno de los veinticinco (25) años del flujo de Ingresos, contados desde la fecha prevista para la puesta en operación del proyecto. Este Ingreso deberá reflejar los costos asociados con la Preconstrucción (incluyendo diseños, servidumbres, estudios y licencias ambientales) y construcción (incluyendo la interventoría de la obra y las obras que se requieran para la viabilidad ambiental del proyecto), el costo de oportunidad del capital invertido y los gastos de administración, operación y mantenimiento del equipo correspondiente. Adicionalmente, se entiende que el Ingreso Anual Esperado presentado por el proponente, cubrirá toda la estructura de costos y de gastos en que incurra el Transmisor Nacional seleccionado, en desarrollo de su actividad y en el contexto de las leyes y la reglamentación vigente. La comparación se hará calculando el Valor Presente del Ingreso Anual Esperado, para cada uno de los veinticinco (25) años del flujo de Ingresos. Este cálculo se realizará aplicando la tasa de descuento, aprobada por la CREG y establecida en los Documentos de Selección correspondientes, en dólares constantes. Los requisitos adicionales en lo relacionado con el perfil del flujo de Ingresos del proyecto se fijarán en los Documentos de Selección, previa aprobación de la CREG. II. El Ingreso Anual que percibirá el proponente seleccionado para el proyecto, durante cada uno de los veinticinco (25) años del flujo de Ingresos aprobado por la CREG será igual al Ingreso Anual Esperado propuesto. La liquidación y pago mensual del Ingreso correspondiente, se actualizará anualmente con el Producer Price Index, y se efectuará en pesos colombianos sobre una base mensual calendario, dividiendo por doce (12) dicho Ingreso y utilizando la Tasa de Cambio Representativa del Mercado del último día hábil del mes a facturar, publicada por el Banco de la República. Para la facturación, liquidación y pago del primer mes de Ingresos, se tomará en cuenta el primer mes calendario completo del flujo de ingresos aprobado por la CREG. En consecuencia no se reconocerá facturación por fracción de mes. III. Una vez cumplido el año veinticinco (25) del flujo de Ingresos aprobado por la CREG, el Ingreso Anual que percibirá el proponente seleccionado para el proyecto, así como el Ingreso Anual aplicable a los activos existentes, que no hayan sido objeto de convocatorias, será el resultado de aplicar la siguiente fórmula genérica:
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donde: IA
Ingreso Anual
CAEA
Costo Anual Equivalente del Activo Bruto Eléctrico valorado a Costo de Reposición (aplicando "Costos Unitarios por Unidad Constructiva"), incrementado este Activo en un porcentaje %ANE reconocido por concepto de Activo No Eléctrico. Este Costo se obtiene de la anualización del Valor del Costo de Reposición del Activo Bruto, incrementado en el porcentaje %ANE. La anualización se calcula tomando un número de períodos igual a veinticinco (25) y utilizando una tasa de descuento del 9.0% en pesos constantes.
%ANE 5%
Corresponde al margen por concepto de Activo No Eléctrico Reconocido.
CAET
Costo Anual Equivalente del Terreno. Aplica exclusivamente a las Unidades Constructivas de Subestaciones.
VCTu.c
Valor Catastral del Terreno de la Unidad Constructiva correspondiente.
ATUCu.c
Area Típica de la Unidad Constructiva correspondiente. Las Areas Típicas serán las definidas por la CREG en resolución aparte.
%R 8.5%.
Corresponde al valor anual reconocido por concepto de Terrenos. Incluye el costo de adecuación del mismo.
El Costo de Reposición del Activo Bruto Eléctrico se calcula mediante la expresión:
UCu.c
Unidad Constructiva del Activo Bruto.
CUu.c
Costo Unitario de cada Unidad Constructiva.
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%AOM
Porcentaje reconocido de gastos de Administración, Operación y Mantenimiento. Estos gastos incluyen el costo de todas las instalaciones y los egresos destinados a la operación, mantenimiento y administración de los activos de transmisión. Así mismo, están incluidos los gastos por concepto de seguros a edificios e instalaciones, los costos de capital de operación y mantenimiento de los vehículos, de los equipos de mantenimiento, de las herramientas y de los instrumentos necesarios para desarrollar las actividades de operación y mantenimiento y los costos y gastos de talleres, oficinas y edificaciones destinadas a la operación y mantenimiento.
El %AOM reconocido para el año 2002 y posteriores es el siguiente:
Año 2002 y posteriores
%AOM1 2.50%
%AOM2 3.00%
Los "Costos Unitarios" son calculados en dólares (US$) por "Unidad Constructiva", se expresarán una vez calculados en pesos ($) constantes por "Unidad Constructiva", corresponden a los adoptados mediante resolución por la CREG. Estos valores serán sujetos de revisión cada cinco (5) años, a partir de su primera adopción oficial. El IA aplicable en un año dado, se expresará en pesos constantes del 31 de diciembre del año inmediatamente anterior y su valor en términos reales solo se ajustará cuando se produzcan cambios en los "Costos Unitarios" vigentes. Para efectos de la liquidación y pago mensual del Ingreso correspondiente, el IA se mensualizará, actualizándolo con el Indice de Precios al Productor Total Nacional (IPP) a la fecha respectiva. IV. Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. deberá efectuar una propuesta para cada uno de los proyectos definidos en las convocatorias, en cumplimiento del artículo 32 de la Ley 143 de 1994. V. Para efectos de lo establecido en la Resolución CREG-061 de 2000 , los propietarios de los proyectos seleccionados mediante convocatorias públicas, deberán reportar al LAC cada una de las Unidades Constructivas que componen el proyecto, con anterioridad a la puesta en Operación Comercial de dichas Unidades Constructivas. b) Aprobación del Ingreso Anual Esperado.
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Una vez se haya escogido la propuesta con el menor Valor Presente de los Ingresos Anuales Esperados, la entidad competente que haya adelantado el proceso de libre concurrencia deberá remitirla a la CREG para la ap robación de los Ingresos Anuales Esperados. La CREG evaluará y decidirá mediante Resolución sobre la aprobación de los Ingresos Anuales Esperados, de acuerdo con las siguientes reglas: I. La solicitud de oficialización del ingreso deberá estar acompañada de: i) El concepto que emita la entidad que haya adelantado el proceso de selección, sobre el cumplimiento de los requisitos exigidos en la regulación; ii) Concepto de la misma entidad sobre el cumplimiento de los documentos que hayan servido de base para adelantar el respectivo proceso de libre concurrencia, y iii) Un cronograma de desarrollo de la etapa de construcción del proyecto respectivo. Adicionalmente, en los casos en que las convocatorias correspondan a proyectos de expansión originados en solicitudes de conexión de usuarios (dentro de los cuales se incluyen los usuarios finales del servicio de energía eléctrica, los Operadores de Red y los Generadores) al Sistema de Transmisión Nacional (STN), a la solicitud de oficialización del ingreso deberá anexarse copia de la garantía que debe constituir y entregar el respectivo usuario, con anterioridad a la apertura de la convocatoria, a la entidad responsable de adelantar dicho proceso. Esta garantía deberá cumplir lo establecido en el Título 8.5.1 de esta resolución. Cuando ocurra alguno de los eventos de incumplimiento definidos en el Título 8.5.1 de esta resolución, el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) informará de esta situación al garante y al usuario, y hará efectiva la garantía. En todos los casos, el emisor o garante deberá girar el valor total garantizado al beneficiario. El beneficiario destinará el valor recibido y los rendimientos financieros generados para que el LAC disminuya el monto que debe ser recaudado mensualmente por concepto de cargos por uso del STN, en una cuantía equivalente al valor total, o parcial si no es suficiente, del ingreso esperado requerido para remunerar el proyecto de transmisión ejecutado, y también para cubrir los costos financieros o de impuestos ocasionados por el manejo de estos recursos. II. El proponente que haya presentado la propuesta escogida deberá constituirse en Empresa de Servicios Públicos, en el caso de que aún no lo sea (Transmisor Nacional E.S.P). En los estatutos de constitución de dicha empresa se deberá estipular que la misma tendrá una vigencia mínima de veintiséis (26) años. III. La solicitud de oficialización del ingreso deberá estar acompañada de los documentos que demuestren el otorgamiento de una póliza o garantía por parte del Transmisor seleccionado, en los términos establecidos en el Título 8.5.1 de esta resolución. Cuando ocurra alguno de los eventos de incumplimiento definidos en el Título 8.5.1 de esta resolución, el ASIC informará de esta situación al garante y al Transmisor, y hará efectiva la garantía. En todos los casos, el emisor o garante girará el valor total garantizado al beneficiario. El beneficiario destinará el monto recibido y los rendimientos financieros generados para que el LAC disminuya el valor que debe ser recaudado mensualmente por concepto de cargos por uso del STN, en una cuantía equivalente al doble del ingreso mensual esperado aprobado al
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Transmisor, y también para cubrir los costos financieros o de impuestos ocasionados por el manejo de estos recursos. Agotado el monto recibido a la ejecución de la garantía, se le seguirá facturando mensualmente al Transmisor Nacional un valor igual al doble del ingreso esperado hasta que el proyecto entre en operación. IV. La fecha de puesta en operación del proyecto es la establecida en los Documentos de Selección. Si esta fecha es modificada por el Ministerio de Minas y Energía durante el periodo que transcurre desde el momento en que se oficializan los Ingresos Anuales Esperados del Proponente seleccionado hasta la fecha oficial establecida en los mencionados Documentos, cuando ocurran atrasos por fuerza mayor, por alteración del orden público acreditada, o por demoras en la expedición de la licencia ambiental, originadas en hechos fuera del control del Proponente Seleccionado y de su debida diligencia, la CREG decidirá mediante resolución sobre la modificación de esta fecha. En este caso se sigue aplicando la norma establecida en el presente numeral, y no se desplazará en el tiempo el flujo de Ingresos aprobado por la CREG. En todo caso, cuando se declare el abandono o retiro de la ejecución del proyecto o el incumplimiento grave e insalvable de requisitos técnicos, el Transmisor perderá el derecho a recibir el flujo de Ingresos aprobado por la CREG, y esta podrá hacer uso de sus facultades legales para imponer las servidumbres a que hubiere lugar. V. Las fechas oficiales correspondientes a los Ingresos Anuales Esperados en la Resolución que expida la CREG, podrán ser modificadas mediante una nueva Resolución, a solicitud del proponente, cuando el proyecto entre en operación antes de la fecha prevista en los respectivos Documentos de Selección. VI. Cuando en un Proceso de Selección solamente resulte un único proponente, ya sea por ser el único que cumple con los requisitos exigidos o por ser el único que se presente, la selección estará sujeta a revisión previa de la CREG. VII. El Ingreso Anual Esperado correspondiente a la propuesta escogida y sometida a aprobación de la CREG, remunera la totalidad de las inversiones correspondientes al respectivo proyecto, por tal razón el inversionista que haya presentado dicha propuesta asumirá la responsabilidad y el riesgo inherentes a la ejecución y explotación del proyecto, de conformidad con lo establecido en el artículo 85 de la Ley 143 de 1994. PARÁGRAFO 1o. Cuando se trate de obras relacionadas con solicitudes de conexión de usuarios del STN que ingresarán al Sistema y que no estén previstas dentro del Plan de Expansión de Referencia, si la respectiva solicitud cumple con la reglamentación vigente, se adelantará tan pronto como sea posible, el respectivo proceso que garantice la libre concurrencia en condiciones de igualdad, de acuerdo con las reglas definidas en este artículo. La CREG establecerá en una resolución aparte, las reglas aplicables a los generadores, cuando éstos deban pagar parte de los refuerzos requeridos en el Sistema, debido a la capacidad (MW) que piensan instalar. PARÁGRAFO 2o. Lo dispuesto en el Numeral IV del Literal a) de este artículo, respecto de Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P., se entenderá vigente en la medida que tal entidad permanezca como empresa de servicios públicos mixta u oficial.
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PARÁGRAFO 3o. No corresponderá a la CREG evaluar las razones que se invoquen para no seleccionar ninguna de las propuestas presentadas en los procesos de que trata este artículo. (Fuente: R CREG 022/01, Art. 4) (Fuente: R CREG 093/07, Art. 3) (Fuente: R CREG 093/07, Art. 2) (Fuente: R CREG 093/07, Art. 1) (Fuente: R CREG 085/02, Art. 2)
ARTÍCULO 4.2.1.3. REPOSICIÓN DE ACTIVOS DEL STN QUE SE ENCUENTREN EN SERVICIO. Los proyectos consistentes en la reposición de "Unidades Constructivas" del STN que se encuentren en operación, deben ser desarrollados por los propietarios de las mismas. En caso de que el propietario no ejecute la reposición requerida, se adelantará un proceso que garantice la libre concurrencia en condiciones de igualdad, cumpliendo con las disposiciones establecidas en el artículo anterior. PARÁGRAFO. Frente a los activos que existieren en el momento de efectuar una convocatoria para la ejecución de una reposición, la CREG hará uso de sus facultades legales para imponer las servidumbres a que hubiere lugar. (Fuente: R CREG 022/01, Art. 5) (Fuente: R CREG 085/02, Art. 3)
artículo 4.2.1.4. AMPLIACIONES DE LAS INSTALACIONES DEL STN QUE SE ENCUENTREN EN SERVICIO. Los proyectos consistentes en la ampliación de las instalaciones del STN que se encuentren en operación, tales como: a) montaje de nuevos circuitos sobre estructuras existentes, junto con los activos requeridos para su conexión al STN; b) cambio en la configuración de subestaciones existentes; c) montaje de nuevas bahías de transformador con tensión igual o superior a 220 kV que utilice un Operador de Red para conectarse al STN en subestaciones con configuración de anillo o de interruptor y medio; harán parte del Plan de Expansión de Referencia, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 3o de la presente resolución y en esta medida su ejecución podrá ser objetada. De ser incluida la respectiva ampliación en el Plan de Expansión de Referencia, será desarrollada por el transmisor que representa ante el Liquidador y Administrador de Cuentas, LAC, los activos objeto de la ampliación. En caso que el transmisor no desee desarrollar el proyecto, se adelantará un proceso que garantice la libre concurrencia en condiciones de igualdad, cumpliendo con las disposiciones establecidas en el artículo 4 de la presente resolución. PARÁGRAFO 1o. Para su remuneración, los activos construidos como ampliaciones del STN se reclasificarán según las “Unidades Constructivas” que se hayan definido, cuando este fuere el caso, y se adicionarán aquellas cuya construcción fue necesaria para conectar la ampliación al STN y se aplicará la metodología vigente para la remuneración de la actividad de transmisión. PARÁGRAFO 2o. La remuneración de los activos asociados con la ampliación de las instalaciones del STN que se encuentren en operación y que hayan sido ejecutadas por un tercero, mediante el proceso de convocatorias señalado en la presente resolución, se efectuará
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de acuerdo con lo previsto en el Literal a) del artículo 4.2.1.2 de la presente Resolución. Cumplidos los veinticinco (25) años del flujo de Ingresos aprobado por la CREG, el activo se clasificará en la respectiva Unidad Constructiva, y se remunerará de acuerdo con la metodología descrita en el numeral III del literal a) del artículo 4 de la presente resolución. PARÁGRAFO 3o. Cada Unidad Constructiva estará representada ante el LAC por un Transmisor Nacional, al cual el LAC le facturará el Ingreso correspondiente. En el caso de que exista multipropiedad al interior de una Unidad Constructiva, los copropietarios deberán acordar la distribución de dicho Ingreso. PARÁGRAFO 4o. Una vez aprobado el Plan de Expansión de Referencia, la UPME informará al transmisor que representa los respectivos activos sobre los proyectos de ampliación incluidos y la fecha definida en el Plan para la puesta en operación. El transmisor deberá manifestar por escrito a la UPME, dentro del término que esta le señale, si desea desarrollar el respectivo proyecto de ampliación de sus activos, caso en el cual se obligará a ponerlo en operación en la fecha definida en dicho Plan. Si el proyecto no ha entrado en operación a la fecha establecida en el Plan de Expansión de Referencia, el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC, facturará al transmisor, mes a mes, durante el período de vigencia del incumplimiento, las cifras que determine como valoración de las generaciones fuera de mérito o de los racionamientos causados por el atraso, hasta tanto entre el proyecto en operación. Estos valores se cruzarán con los ingresos que por concepto de uso del STN facture el Liquidador y Administrador de Cuentas al transmisor. La fecha de puesta en operación del proyecto podrá ser modificada por el Ministerio de Minas y Energía cuando ocurran atrasos por fuerza mayor, por alteración del orden público acreditada, o por demoras en la expedición de la licencia ambiental, si se requiere, originadas en hechos fuera del control del Transmisor y de su debida diligencia. La modificación de esta fecha se tendrá en cuenta para efectos de la asignación del costo de las generaciones fuera de mérito o de los racionamientos. PARÁGRAFO 5o. La implementación de las Unidades Constructivas que componen los Centros de Supervisión y Maniobra del STN podrá ser adelantada, como una ampliación, por el transmisor que representa ante el LAC la mayor cantidad de activos del STN de la subestación, sin necesidad de que esta implementación sea recomendada en el Plan de Expansión de Referencia elaborado por la UPME. PARÁGRAFO 6o. La instalación de módulos de compensación o sistemas flexibles de transmisión de corriente alterna, FACTS, en subestaciones o en líneas existentes y de los equipos necesarios para su conexión podrá llevarse a cabo como una ampliación, cuando la UPME identifique en el Plan de Expansión de Referencia que esos activos son necesarios para evitar o mitigar situaciones con alta probabilidad de desatención de demanda, y que el tiempo disponible no es suficiente para llevar a cabo el mecanismo de libre concurrencia de que trata el artículo 4.2.1.2 de esta resolución y tener los activos en operación comercial en la fecha en que son requeridos. Esta ampliación podrá ser realizada por el TN que representa ante el LAC el mayor valor de activos del STN de la subestación a la que se conectará, estimado con base en los precios de las UC vigentes en ese momento. Si este TN no manifiesta interés para realizar dicha
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ampliación, tendrán la opción, en su orden, los siguientes TN con mayor valor de activos en la subestación. Si ninguno de los TN mencionados manifiesta interés, podrá realizarla cualquier otro TN interesado y de presentarse más de uno se seleccionará al primero que haya manifestado por escrito su interés ante la UPME. Los plazos para la manifestación de interés serán determinados por la UPME. Sin perjuicio de lo anterior, si la UPME encuentra conveniente para el sistema que estos equipos sean trasladados a otro punto de conexión, con posterioridad a la fecha de entrada en operación prevista para el proyecto, el TN responsable ante el LAC del proyecto deberá llevar a cabo a su costo dicho traslado. (Fuente: R CREG 022/01, Art. 6) (Fuente: R CREG 064/13, Art. 1) (Fuente: R CREG 147/11, Art. 1)
ARTÍCULO 4.2.1.5. ACTIVOS A LOS QUE SE LES APLICARÁ LA FÓRMULA DE INGRESOS REGULADOS. Para establecer los Ingresos por concepto de Uso del STN, se tendrán en cuenta los activos componentes de dicho Sistema, que cumplan con los siguientes requisitos y lineamientos: a) Activos que se encontraban en operación o en etapa de Preconstrucción o construcción a 30 de marzo de 1999, fecha en la cual se efectuó la primera convocatoria; b) Activos construidos con posterioridad al 30 de marzo de 1999, cuya ejecución haya tenido su origen en el Plan de Expansión de Transmisión de Referencia y hayan sido seleccionados en desarrollo del proceso de convocatorias; c) Activos construidos con posterioridad al 30 de marzo de 1999, cuya ejecución haya tenido su origen en solicitudes de conexión por parte de nuevos usuarios y que hayan sido seleccionados en desarrollo del proceso de convocatorias; d) Activos que se hayan construido inicialmente como Activos de Conexión al STN de un generador o un usuario, pero que se hayan convertido en activos de Uso del STN. PARÁGRAFO. Una vez hayan cumplido veinticinco (25) años de puesta en servicio, los activos que se encuentren operativos, pero que salgan de uso de manera permanente, dejarán de percibir remuneración. A tal efecto, la UPME mantendrá un inventario de activos del STN. La UPME previamente d efinirá el concepto de "Elementos Activos". (Fuente: R CREG 022/01, Art. 7)
ARTÍCULO 4.2.1.6. PÉRDIDAS EN EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL. Las pérdidas en el Sistema de Transmisión Nacional, se asignarán de acuerdo con lo establecido en el artículo 1o. de la Resolución CREG-039 de 1999. La norma general relacionada con las pérdidas de energía para los proyectos futuros del Plan de Expansión del STN será la establecida en el segundo inciso del numeral 2.2 Conductores de Fase, del Anexo CC1, de la Resolución CREG-025 de 1995, modificado por la Resolución CREG-098 de 2000 , o en aquellas normas que la modifiquen o sustituyan.
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(Fuente: R CREG 022/01, Art. 8)
ARTÍCULO 4.2.1.7. DISTRIBUCIÓN DE LOS INGRESOS REGULADOS ENTRE LOS TRANSMISORES NACIONALES. El pago de los Ingresos de cada Transmisor Nacional por concepto del uso de sus activos, se ajustará a las disposiciones contenidas en la presente Resolución y en la Resolución CREG-012 de 1995 y demás normas que la modifiquen o complementen. (Fuente: R CREG 022/01, Art. 9)
ARTÍCULO 4.2.1.8. En ejercicio de las facultades legales de la CREG y como mecanismo para prevenir el abuso de posición dominante de las empresas, y para evitar la concentración de la propiedad accionaria de las mismas, se establecen las siguientes reglas para la participación en la actividad de transmisión nacional que se determina en la presente Resolución: a) Las empresas constituidas como E.S.P. que deseen participar en los Procesos de Selección aquí regulados, deberán tener como objeto exclusivo la actividad de Transmisión Nacional en lo relacionado con el sector eléctrico. Para el efecto, se entenderá que una empresa tiene objeto exclusivo, independientemente de su objeto social, cuando no desarrolle de manera directa en el sector eléctrico, actividades distintas a la Transmisión Nacional, o de manera indirecta a través de empresas subordinadas o controladas en cualquiera de las formas previstas en el Código de Comercio. Asimismo, un proponente que sin ser E.S.P se gane la convocatoria, deberá constituirse como tal, con objeto exclusivo en Transmisión Nacional en lo relacionado con el sector eléctrico, de conformidad con lo establecido en el artículo 74 de la Ley 143 de 1994; b) A partir de la vigencia de la presente Resolución Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. y las empresas con quienes tenga una relación de control, solamente podrán incrementar su participación en la actividad de Transmisión cuando sean elegidas beneficiarias en los procesos de selección a los que hace referencia la presente Resolución. En ningún caso podrán adquirir participación societaria o accionaria, ni incrementar la que tuvieren en empresas de Transmisión Nacional existentes o futuras, salvo en aquellas con respecto a las cuales tengan una relación de control. Tampoco podrán adquirir activos de transmisión de otras empresas que resulten elegidas en los procesos de selección a los cuales hace referencia la presente Resolución excepto los activos de transmisión de aquellas empresas con respecto a las cuales tengan una relación de control; c) Los generadores, distribuidores y comercializadores, o las empresas integradas verticalmente que desarrollen de manera conjunta más de una de estas actividades, no podrán tener acciones, cuotas o partes de interés social que representen más del quince por ciento (15%) del capital social de una empresa de Transmisión Nacional existente o futura, ni podrán con respecto a esa empresa, tener posición de controlada y/o controlante; d) Los proponentes que participen en un mismo proceso de selección no podrán tener una relación de control, ya sea en calidad de matriz, filial, subsidiaria o subordinada de acuerdo con lo previsto por la legislación comercial;
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e) En un mismo proceso de selección, una persona no podrá participar bajo distintos esquemas contractuales en más de una propuesta. La CREG podrá pronunciarse sobre aquellas transacciones que impliquen el traspaso de control o de propiedad, que afecten de alguna manera lo dispuesto en el presente artículo, lo cual será tenido en cuenta por el Ministerio de Minas y Energía o la entidad que este delegue para realizar el respectivo Proceso de Selección. La CREG buscará en todo momento que los Procesos de Selección se realicen con la mayor transparencia posible mediante el cumplimiento del presente Artículo. Para estos efectos podrá solicitar la información que estime conveniente. PARÁGRAFO 1o. Lo dispuesto en este Artículo no obsta para que la CREG ejerza sus facultades legales para impedir los abusos de posición dominante, la regulación de la posición dominante de hecho, o la promoción de la competencia. PARÁGRAFO 2o. La CREG solicitará a las empresas del sector toda la información que requiera para determinar la posición de una empresa o persona dentro del mercado. (Fuente: R CREG 022/01, Art. 10) (Fuente: R CREG 008/06, Art. 1)
TÍTULO 2 POR EL CUAL SE APRUEBAN LA TASA DE DESCUENTO Y EL PERFIL DE PAGOS PARA EVALUAR LAS PROPUESTAS QUE SE PRESENTEN A LOS PROCESOS DE LIBRE CONCURRENCIA QUE SE ADELANTEN PARA EJECUTAR PROYECTOS DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL ARTÍCULO 4.2.2.1. TASA DE DESCUENTO. La tasa de descuento para comparar el valor presente del Ingreso Anual Esperado de las propuestas que se presenten a los procesos de libre concurrencia que se adelanten para ejecutar proyectos de expansión del Sistema de Transmisión Nacional, de que trata el Título 4.2.1 y aquellas que la modifiquen o sustituyan, será igual a la última tasa de retorno que haya aprobado la CREG, antes de la iniciación del respectivo proceso, para remunerar la actividad de transmisión con la metodología de ingreso máximo. (Fuente: R CREG 035/10, Art. 1)
ARTÍCULO 4.2.2.2. PERFIL DE PAGOS. En las propuestas que se presenten a los procesos de libre concurrencia, de que trata el Título 4.2.1 y aquellas que la modifiquen o sustituyan, el Ingreso Anual Esperado para cualquier año no podrá representar más de un porcentaje máximo (Pmáx) del Valor Presente del Ingreso Anual Esperado, ni representar menos de un porcentaje mínimo (Pmín) de dicho Valor Presente. Además, en ningún caso, el Ingreso Anual Esperado para cualquier año podrá ser superior al del año anterior. Las variables Pmáx y Pmín tendrán los siguientes valores: Pmáx = Tasa de Descuento + 2,5%
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Pmín = Tasa de Descuento – 2,5% (Fuente: R CREG 035/10, Art. 2)
PARTE 3 POR LA CUAL SE ESTABLECEN PRINCIPIOS GENERALES Y PROCEDIMIENTOS PARA SUPLIR NECESIDADES DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL, UTILIZANDO EQUIPOS EN NIVELES DE TENSIÓN INFERIORES A 220 KV, Y SE ESTABLECE LA METODOLOGÍA PARA LA REMUNERACIÓN DE SU USO ARTÍCULO 4.3.1. AMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución aplica para la identificación, promoción de la competencia y remuneración de proyectos para resolver necesidades específicas del Sistema de Transmisión Nacional, a través de la instalación de equipos en niveles de tensión inferiores a 220 kV, con el fin de garantizar la operación segura del STN. (Fuente: R CREG 092/02, Art. 2)
ARTÍCULO 4.3.2. IDENTIFICACIÓN DE LAS NECESIDADES PROPIAS Y EXCLUSIVAS DEL STN, OBJETO DE SOLICITUDES DE PROPUESTA. La Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, determinará las necesidades propias y exclusivas del STN, que no son ocasionadas por requerimientos de STR, SDL, activos de conexión o necesidades de otros agentes, y que por razones de eficiencia económica y/o técnica, ameriten ser resueltos mediante inversiones en niveles de tensión inferiores a 220 kV. Cuando el CND establezca la necesidad de instalar un equipo particular en el SIN, en niveles inferiores a 220 kV, para garantizar la operación segura y confiable del STN, y que cumple con las condiciones señaladas en el inciso anterior, enviará a la UPME los soportes técnicos y económicos que justifican dicho requerimiento, indicando las condiciones técnicas mínimas requeridas, el plazo de ejecución del proyecto y el plazo de su duración como proyecto para el sistema. Si la UPME ha identificado un problema específico, a partir de análisis propios o como consecuencia del informe presentado por el CND, en la forma señalada en los incisos anteriores, lo pondrá en conocimiento del Comité Asesor del Planeamiento de la Transmisión, con el fin de que este emita su concepto. Oído el concepto del CAPT, si no existen razones que fundamenten la objeción de los respectivos proyectos, la UPME pondrá en conocimiento del Ministerio de Minas y Energía la necesidad del STN, con el fin de que Ministerio, o la entidad que este designe, lleven a cabo un proceso de Solicitud de Propuestas. Los propietarios de Activos que tengan relación con los proyectos a que se refiere este Artículo, deben entregar la información solicitada por el Ministerio de Minas y Energía o la entidad que este delegue, con el fin de aclarar las condiciones de conexión al STN, al STR o al SDL y autorizar los respectivos puntos de conexión. (Fuente: R CREG 092/02, Art. 3)
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ARTÍCULO 4.3.3. INTRODUCCIÓN DE ELEMENTOS DE EFICIENCIA PARA SOLUCIONAR NECESIDADES DEL STN A TRAVÉS DE LA INSTALACIÓN DE ACTIVOS EN NIVELES DE TENSIÓN INFERIORES A 220 KV. La solución de necesidades del STN a través de activos de niveles de tensión inferiores a 220 kV se hará, a mínimo costo, por parte de los inversionistas que resulten seleccionados en procesos que estimulen y garanticen la libre competencia en la escogencia de dichos proyectos. En todo caso, la CREG podrá pronunciarse cuando encuentre que los requisitos establecidos en los términos de la solicitud de propuestas impiden o restringen la libre competencia o no cumplen criterios de eficiencia económica en la escogencia de los proyectos del Plan de Expansión de Transmisión de Referencia y sus comentarios deberán ser incluidos en los documentos de Solicitud de Propuestas. (Fuente: R CREG 092/02, Art. 4)
ARTÍCULO 4.3.4. REMUNERACIÓN DE LAS INVERSIONES. Las inversiones en los activos de que trata esta resolución serán remuneradas a la persona que presente el menor Valor Presente del Ingreso Mensual Esperado, de acuerdo con las condiciones de evaluación y comparación previamente definidas en los términos de la Solicitud de Propuesta. La Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, aprobará una tasa de retorno para hacer la comparación de precios, así como el número de períodos correspondientes al tiempo de utilización del activo, para traer a valor presente la secuencia de pagos. La CREG oficializará mediante resolución los Ingresos Mensuales Esperados contenidos en la propuesta que haya resultado seleccionada como ganadora en las condiciones y plazos establecidos en los términos de Solicitud de Propuesta, a solicitud de la entidad que haya adelantado el proceso de selección. Si en los términos de la Solicitud de Propuesta se previó la constitución de una póliza de cumplimiento, se deberá acreditar ante la CREG el otorgamiento de dicha garantía. La liquidación, facturación y pago de los respectivos Ingresos Mensuales por Cargos por Uso, se efectuará a través del Liquidador y Administrador de Cuentas, LAC, y hará parte de los Cargos por Uso del STN. Para la liquidación y pago del primer mes de Ingresos, se tomará en cuenta el primer mes calendario completo de puesta en servicio. En consecuencia no se reconocerá facturación por fracción de mes. La remuneración por la entrada anticipada del proyecto podrá ser incluida en los términos de Solicitud de Propuesta, previa autorización de la CREG. Durante el tiempo de utilización del proyecto, contado a partir de su fecha de puesta en operación comercial, no habrá lugar a ningún otro tipo de remuneración. Antes de que finalice el tiempo de utilización de los activos y con la anticipación que considere necesaria para tomar las medidas respectivas, la UPME determinará en el Plan de Expansión la necesidad de mantener en operación el proyecto y con base en sus análisis indicará si el proyecto se requiere indefinidamente o fijará el número de años adicionales que se necesita. Si se encuentra que el proyecto sigue requiriéndose en el sistema con la finalidad exclusiva de beneficio del STN, el TN mediante comunicación escrita manifestará a la UPME su interés en continuar operando y representando el activo y adjuntará un concepto técnico sobre el estado
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de los activos que componen el proyecto, emitido por una firma de ingeniería. La comunicación escrita deberá ser remitida a la UPME dentro de los cuatro (4) meses siguientes a la fecha de adopción del Plan de Expansión. Si el concepto técnico determina que los activos no se encuentran en condiciones óptimas para continuar operando, o si el TN no presenta dentro del plazo la manifestación de interés para continuar operando los activos, la UPME deberá iniciar un Proceso de Selección para reponer el proyecto. Si el concepto técnico determina que los activos se encuentran en condiciones óptimas para continuar operando, el TN que los representa deberá solicitar a la CREG su inclusión dentro de su base de activos, teniendo en cuenta la metodología que se encuentre vigente para la remuneración de activos de uso del STN, pero asimilando los activos a las UC definidas para la actividad de distribución. Así mismo, deberá adjuntar copia de la comunicación enviada a la UPME y del concepto técnico de la firma de ingeniería. En caso de que en el Plan de Expansión elaborado por la UPME determine que se requiere mantener el proyecto para suplir principalmente necesidades del STR o el SDL, este proyecto hará parte de la expansión del sistema del OR y deberá ejecutarse considerando lo establecido en la Parte 5.11, o la que la modifique o sustituya, y la demás regulación expedida por la CREG para la expansión del STR y SDL. En este caso el responsable de los activos existentes, contando con un concepto técnico emitido por una firma de ingeniería, podrá transar comercialmente los activos, servidumbres o materiales, con el OR que ejecutará el proyecto o, en caso de no llegar a un acuerdo, deberá disponer de sus activos para dar paso al proyecto requerido. En todo caso, la CREG podrá hacer uso de sus facultades legales para imponer las servidumbres a que hubiere lugar. La firma de ingeniería que elaborará los conceptos técnicos mencionados en este artículo deberá ser seleccionada por el CNO, a partir de los criterios que este comité establezca para tal fin y dentro de los que deberá incluir la razonabilidad del precio ofertado para esa labor. Si la UPME encuentra que el proyecto ya no es necesario en el sistema, después de finalizado el periodo de pagos, no habrá lugar a la remuneración de los activos que lo componen. PARÁGRAFO 1o. Si la propuesta que resulte seleccionada como ganadora no ha sido presentada por un Transmisor Nacional, el respectivo activo deberá estar representado ante el Sistema por un agente que tenga esta calidad, razón por la cual el agente proponente deberá tener en cuenta en su oferta los costos en que pudiera incurrir por este requerimiento. PARÁGRAFO 2o. Las propuestas también deberán tener en cuenta los costos asociados con los contratos de conexión requeridos por el proyecto y los costos de representación ante el LAC en caso de que el oferente no sea trasportador. Los Operadores de Red, Transportadores o en general los agentes representantes de los activos en los cuales se haría la conexión, deberán cotizarla a los oferentes, en un plazo no superior a un mes, y presentando una debida justificación de los costos de la conexión, incluyendo entre otros, los costos de ingeniería, terrenos, y equipos cuando sea del caso, y respetando en todo caso el principio de no discriminación. (Fuente: R CREG 092/02, Art. 5) (Fuente: R CREG 064/13, Art. 2)
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ARTÍCULO 4.3.5. Dentro de los 30 días calendario, contados a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución, los TN responsables de los proyectos construidos hasta ahora con base en lo establecido en la Parte 4.3, podrán solicitar ante la Dirección Ejecutiva de la CREG que se les aplique lo dispuesto en el artículo 2o. De no cumplirse con este requisito se entenderá que se mantienen las condiciones establecidas en los términos de la Solicitud de Propuesta, con base en los que se seleccionó el adjudicatario del proyecto. (Fuente: R CREG 064/13, Art. 4)
PARTE 4 POR LA CUAL SE MODIFICAN LOS PROCEDIMIENTOS GENERALES PARA LA ASIGNACIÓN DE PUNTOS DE CONEXIÓN DE GENERADORES A LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN NACIONAL, SISTEMAS DE TRANSMISIÓN REGIONAL O SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN LOCAL
TÍTULO 1 DISPOSICIONES GENERALES (descripción no original) ARTÍCULO 4.4.1.1. PROCEDIMIENTO Y REQUISITOS PARA LA CONEXIÓN DE UNA PLANTA O UNIDAD DE GENERACIÓN AL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL. Los generadores que proyecten conectar sus plantas o unidades de generación al Sistema de Transmisión Nacional (STN), a un Sistema de Transmisión Regional (STR) o a un Sistema de Distribución Local (SDL) deberán cumplir el procedimiento de conexión establecido en el Anexo de esta resolución, suscribir el correspondiente Contrato de Conexión y cumplir los requisitos estipulados en la Parte 7.1 - Código de Redes. El procedimiento contenido en el Anexo de esta Resolución deberá cumplirse también para toda modificación de una conexión existente si esta implica un cambio en la capacidad de transporte asignada en el Contrato de Conexión. (Fuente: R CREG 106/06, Art. 1)
ARTÍCULO 4.4.1.2. DERECHO A LA CAPACIDAD DE TRANSPORTE ASIGNADA. El derecho a la capacidad de transporte asignada se obtiene para el proyecto específico que calificó para este fin. Por lo tanto, es intransferible a otro proyecto de generación. Para las conexiones que requieran expansión del STN, la capacidad de transporte asignada al generador corresponderá a la incluida en el Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión que recomendó la ejecución del respectivo proyecto de expansión en el STN. Los interesados podrán presentar solicitudes de asignación de capacidad de transporte con más de un año de anterioridad a la entrada en operación del proyecto de generación. Sin embargo, para los proyectos a los cuales no se les haya asignado Obligaciones de Energía Firme, de acuerdo con lo previsto en la Parte 3.16 o aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan, la UPME revisará, con un mes de anterioridad a la fecha de realización de una nueva subasta, que el proyecto se esté adelantando de acuerdo con el cronograma. Si a la fecha de la revisión se encuentra que el generador no ha iniciado la construcción del respectivo
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proyecto o ha ejecutado menos de la mitad del avance estimado para esa fecha, la capacidad de transporte asignada se liberará y la UPME podrá tenerla en cuenta para emitir concepto sobre nuevas solicitudes. (Fuente: R CREG 106/06, Art. 2)
ARTÍCULO 4.4.1.3. REGISTRO DE POTENCIA ANTE EL SISTEMA DE INTERCAMBIOS COMERCIALES. A partir de la fecha de puesta en servicio de la conexión, todo generador que se conecte al STN, STR o SDL sólo podrá registrar ante el Sistema de Intercambios Comerciales, SIC, una capacidad efectiva de generación igual o menor a la capacidad de transporte asignada en el Contrato de Conexión. Para este efecto, el Transportador deberá informar al ASIC la capacidad de transporte (en megavatios) asignada al generador en el Contrato de Conexión. (Fuente: R CREG 106/06, Art. 3)
ARTÍCULO 4.4.1.4. GARANTÍA PARA RESERVA DE CAPACIDAD DE TRANSPORTE. Con el propósito de garantizar la utilización de la capacidad de transporte asignada, el generador, en los casos indicados en esta resolución, deberá entregar una garantía bancaria, un aval bancario o una carta de crédito, por un monto en pesos equivalente a un dólar (1 USD) de los Estados Unidos de América, conv ertido a pesos utilizando la tasa representativa del mercado de la fecha de entrega de la garantía, por cada kilovatio de capacidad a instalar, en el caso de generaciones adicionales, o por cada kilovatio de capacidad a retirar del Mercado Mayorista, en el caso de retiro temporal. Esta garantía debe estar vigente hasta la fecha de entrada en operación de la capacidad de generación a instalar o hasta la fecha de reingreso al Mercado Mayorista, según el caso, más un mes. Adicionalmente, debe cumplir con los siguientes criterios: a) Que tenga un valor calculado en moneda nacional y sea exigible de acuerdo con la ley colombiana; b) Que sea otorgada de manera irrevocable a favor del Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC, o quien realice sus funciones; c) Que otorgue al ASIC la preferencia para obtener de manera inmediata, incondicional, a primer requerimiento el pago de la obligación garantizada; d) Que sea líquida y fácilmente realizable; e) Que la entidad otorgante cuente con una calificación de riesgo crediticio de la deuda de largo plazo o de fortaleza patrimonial de al menos A(-) por parte de una Agencia Calificadora de Riesgos vigilada por la Superintendencia Financiera de Colombia; f) Que el valor pagado por la entidad otorgante sea igual al valor total de la cobertura, es decir, el valor pagado debe ser neto, libre de cualquier tipo de deducción o retención por parte de la entidad otorgante. (Fuente: R CREG 106/06, Art. 4)
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ARTÍCULO 4.4.1.5. OTRAS GARANTÍAS. En los contratos de conexión, las partes acordarán las garantías que estimen necesarias para asegurar el cumplimiento de sus obligaciones, sin perjuicio de las garantías que se requieran en otras resoluciones de la CREG para proyectos de expansión de las redes de transporte de energía eléctrica. (Fuente: R CREG 106/06, Art. 5)
ARTÍCULO 4.4.1.6. RETIRO TEMPORAL DE GENERADORES. Cuando un generador retire temporalmente del Mercado Mayorista, una o más unidades de generación, podrá continuar con la capacidad de transporte asignada hasta por un año después de la fecha de retiro efectivo, siempre y cuando haya entregado al ASIC, un mes antes de la fecha prevista para el retiro, la garantía de que trata el artículo 4.4.1.4R_CREG_0106_2006 - 4*NO EXISTE EL BOOKMARK de esta resolución. Si antes de transcurrido un año, contado desde la fecha de retiro efectivo, el generador no reingresa al Mercado Mayorista las unidades retiradas, se liberará la capacidad de transporte asignada a estas unidades y la UPME podrá tenerla en cuenta para emitir concepto sobre nuevas solicitudes; se hará efectiva la garantía; y el ASIC destinará estos recursos y los rendimientos financieros que generen para disminuir el monto que debe ser recaudado mensualmente por concepto de cargos por uso del STN y también para cubrir los costos financieros o de impuestos ocasionados por el manejo de dichos recursos. (Fuente: R CREG 106/06, Art. 6)
TÍTULO 2 PROCEDIMIENTOS DE ASIGNACIÓN DE PUNTOS DE CONEXIÓN DE GENERADORES AL STN, STR O SDL (ANEXO) ARTÍCULO 4.4.2.1. PROCEDIMIENTOS DE ASIGNACIÓN DE PUNTOS DE CONEXIÓN DE GENERADORES AL STN, STR O SDL (ANEXO). Los generadores que van a conectar sus plantas o unidades de generación al STN, al STR o al SDL, podrán tener en cuenta las oportunidades de conexión que periódicamente presentan los transportadores a la UPME como referencia para la elaboración de sus estudios de conexión. A continuación se establecen los procedimientos para la asignación de puntos de conexión y capacidad de transporte disponible en el STN, STR o SDL. 1. Cuando no sea necesario ejecutar proyectos de expansión de redes remuneradas a través de cargos por uso: 1.1 Los interesados que deseen conectar sus plantas o unidades de generación al STN, STR o SDL deberán presentar, un estudio con la solicitud al Transmisor Nacional o al Operador de Red, en adelante Transportador, de acuerdo con los requisitos del Código de Redes o del Código de Distribución, según el caso. El estudio deberá incluir el análisis sobre la factibilidad técnica y financiera del proyecto. El estudio podrá ser elaborado por el interesado, o por el Transportador a solicitud de aquel.
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En el caso de que el interesado haya realizado por su cuenta el estudio de factibilidad técnica de la conexión, el Transportador revisará dicho estudio adecuándolo, si es necesario, para que cumpla con los criterios establecidos en la normatividad aplicable. 1.2. El Transportador deberá emitir concepto sobre la viabilidad técnica de la conexión, en un plazo máximo de dos (2) meses contados a partir del recibo de la solicitud con el respectivo estudio, y enviar a la UPME copia del estudio con el correspondiente concepto sobre la viabilidad técnica de la conexión. 1.3. La UPME realizará el análisis de la conexión y emitirá el respectivo concepto, una vez conocidos los resultados de las subastas para la asignación de Obli gaciones de Energía Firme y ratificadas las solicitudes de conexión por parte de los interesados, dando prioridad a quienes se les haya asignado Obligaciones de Energía Firme. Los interesados deberán ratificar sus solicitudes de conexión dentro de los 15 días hábiles siguientes a la publicación de los resultados de la subasta. Para los años que no se programen Subastas para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme, los conceptos se emitirán durante el segundo semestre. 1.4. La UPME remitirá este concepto al Transportador para que ofrezca el punto de conexión y suscriba el respectivo Contrato de Conexión. 1.5. La capacidad de transporte asignada estará disponible y tendrá plenos efectos a partir de la fecha de puesta en servicio del proyecto de conexión. 1.6. Una vez la UPME haya remitido el concepto sobre la solicitud de conexión al STN, STR o SDL, el interesado deberá entregar a la UPME y al transportador un cronograma de actividades del proyecto de generación, junto con la “curva S” que muestre el porcentaje de avance del proyecto durante el tiempo de ejecución y, durante la etapa de construcción, presentará informes de avance cuando le sean requeridos. 1.7. A partir del cumplimiento del trámite señalado en artículo 4.4.2.1 por parte de la UPME y con base en el cronograma de actividades del proyecto de generación, el Transportador y el interesado firmarán, a más tardar dentro de los treinta (30) días hábiles siguientes a la fecha de la remisión del concepto por parte de la UPME, el correspondiente Contrato de Conexión. Adicionalmente, el generador entregará al ASIC, a la fecha de la firma del Contrato de Conexión, la garantía de que trata el artículo 4.4.1.4R_CREG_0106_2006 - 4*NO EXISTE EL BOOKMARK de esta resolución. Si el generador desiste de la ejecución de su proyecto de conexión al STN, STR o SDL o el proyecto de generación no entra en operación en la fecha establecida en el Contrato de Conexión, con por lo menos el 90% de la capacidad asignada, se liberará la capacidad de transporte asignada y la UPME podrá tenerla en cuenta para emitir concepto sobre nuevas solicitudes; se hará efectiva la garantía y el ASIC destinará estos recursos y los rendimientos financieros que generen para disminuir el monto que debe ser recaudado mensualmente por concepto de cargos por uso del STN, y también para cubrir los costos financieros o de impuestos ocasionados por el manejo de dichos recursos. El no cumplimiento del plazo para firmar el Contrato de Conexión, por parte del agente que requiere la conexión, no obligará al Transportador a mantener la capacidad de transporte
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asignada y esta podrá ponerse a disposición de otro solicitante. 2. Cuando sea necesario ejecutar proyectos de expansión de redes, remuneradas a través de cargos por uso: 2.1 Los interesados en conectar sus plantas o unidades de generación al STN, STR o SDL enviarán a la UPME copia del estudio sobre la factibilidad técnica y económica de la conexión, en el cual una de las alternativas de conexión analizadas debe corresponder exclusivamente a activos a cargo del generador. Cuando exista el punto de conexión el estudio debe ir acompañado de una carta del transportador donde se informe que en dicho punto no hay capacidad disponible. 2.2 La UPME realizará los análisis técnicos y económicos de la conexión, y una vez conocidos los resultados de la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme los interesados ratificarán su solicitud de conexión, para que se definan las posibles redes de expansión requeridas dando prioridad a quienes se les haya asignado Obligaciones de Energía Firme. Los interesados deberán ratificar sus solicitudes de conexión dentro de los 15 días hábiles siguientes a la publicación de los resultados de la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme. En caso de encontrar que, de acuerdo con los criterios establecidos en la normatividad vigente, los beneficios del proyecto de expansión superan los costos, la UPME recomendará su ejecución. Para los años que no se programen estas Subastas, las recomendaciones se harán durante el segundo semestre del año. 2.3. En los casos que la normatividad vigente exija ejecutar dichos proyectos a través de procesos de libre concurrencia, la entidad encargada de adelantar las respectivas convocatorias incluirá en los documentos de selección, entre otras, las siguientes condiciones de la conexión: capacidad de transporte asignada, identificación del proyecto de generación, nombre del agente a quien se le asigna dicha capacidad, y el plazo para la firma del Contrato de Conexión entre este agente y el Transportador seleccionado. 2.4. En los casos no previstos en el numeral anterior (2.3) se continuará con los pasos 1.4 a 1.7 descritos arriba. (Fuente: R CREG 106/06, ANEXO)
PARTE 5 POR EL CUAL SE DEFINE LA METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DE LA TASA DE RETORNO QUE SE APLICARÁ EN LA REMUNERACIÓN DE LA ACTIVIDAD DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y SE FIJA DICHA TASA
TÍTULO 1 DISPOSICIONES GENERALES (descripción no original) ARTÍCULO 4.5.1.1. TASA DE RETORNO. Para remunerar la actividad de transmisión de energía eléctrica se utilizará una tasa de retorno calculada con la metodología del Costo Promedio Ponderado de Capital.
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(Fuente: R CREG 083/08, Art. 1)
ARTÍCULO 4.5.1.2. ELEMENTOS PARA EL CÁLCULO DE LA TASA DE RETORNO. Los valores de los parámetros, las fórmulas de cálculo, las fuentes de información y los periodos de tiempo de los datos requeridos para el cálculo de la tasa de retorno que se utilizará en las fórmulas tarifarias de la actividad de transmisión de energía eléctrica durante el próximo período tarifario, serán los establecidos en el Capítulo 4.5.2.1 de la presente Resolución. (Fuente: R CREG 083/08, Art. 2)
ARTÍCULO 4.5.1.3. VALOR DE LA TASA DE RETORNO. La tasa de retorno para remunerar la actividad de transmisión de energía eléctrica en el próximo periodo tarifario, calculada de acuerdo con lo establecido en los artículos anteriores es de 11.50%, en constantes y antes de impuestos. (Fuente: R CREG 083/08, Art. 3)
TÍTULO 2 METODOLOGÍA DE CÁLCULO DE LA TASA DE RETORNO PARA REMUNERAR LA ACTIVIDAD DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA (ANEXO)
CAPÍTULO 1 INTRODUCCIÓN (descripción no original) ARTÍCULO 4.5.2.1.1. INTRODUCCIÓN (descripción no original). La tasa de retorno para remunerar la actividad de transmisión de energía eléctrica se calculará utilizando la metodología establecida en este Anexo. (Fuente: R CREG 083/08, ANEXO)
CAPÍTULO 2 DEFINICIÓN DE VARIABLES ARTÍCULO 4.5.2.2.1. DEFINICIÓN DE VARIABLES. Las siguientes variables se utilizarán en el cálculo de la tasa de retorno: Nombre Beta
Variable Descripción âu Parámetro que representa el riesgo de una âl industria en relación con el mercado donde se desarrolla. Desapalancado âu y apalancado âl Infc Inflación local Inflación en Colombia InfEU Inflación externa Inflación en Estados Unidos rd Costo de Deuda Estimación del Costo de la deuda Costo del Capitalre Cálculo del costo del capital propio
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Propio (Equity) rf Libre de riesgo Rendimiento delrm mercado rp Riesgo país Tasa de impuesto ô Participación de lawd deuda Participación delwe Capital Propio
Tasa asociada con un activo libre de riesgo Tasa que muestra el rendimiento del mercado Tasa adicional a reconocer por riesgo país Tasa de impuesto de renta a cargo de los agentes Proporción de la deuda frente al total de activos (40%) Proporción del capital propio frente al total de activos (60%)
(Fuente: R CREG 083/08, ANEXO Num. 1)
CAPÍTULO 3 CÁLCULOS DE LOS VALORES A UTILIZAR ARTÍCULO 4.5.2.3.1. COSTO DE LA DEUDA. El costo real de la deuda se estimará como el promedio entre: - El promedio de las tasas de interés reportadas mensualmente por los establecimientos bancarios a la Superintendencia Financiera de Colombia, para el “Crédito preferencial”, expresado en términos reales, de los bancos que tengan datos para más del 50% del periodo tomado. A este valor se adicionará la diferencia que tienen las tasas de interés de los créditos preferenciales con plazos mayores a 5 años. - El promedio de las emisiones de bonos realizadas por empresas del sector eléctrico durante los últimos 60 meses, expresado en términos reales. (Fuente: R CREG 083/08, ANEXO Num. 2.1)
ARTÍCULO 4.5.2.3.2. COSTO DEL CAPITAL PROPIO. El costo del capital propio calculará con la siguiente fórmula
Donde:
tasa bonos USA 20 años Siendo
= la tasa de impuestos.
se
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Siendo:
= #años desde 1926 hasta hoy
n = número de meses definido en el numeral 3 de este Anexo (Fuente: R CREG 083/08, ANEXO Num. 2.2)
ARTÍCULO 4.5.2.3.3. COSTO PROMEDIO PONDERADO DE CAPITAL (WACC). El Costo Promedio Ponderado de Capital (WACCd.i.) después de impuestos se calculará con:
Antes de impuestos con:
Y en términos reales con:
(Fuente: R CREG 083/08, ANEXO Num. 2.3)
CAPÍTULO 4 FUENTES Y PERIODOS DE INFORMACIÓN ARTÍCULO 4.5.2.4.1. FUENTES Y PERIODOS DE INFORMACIÓN. Variable Fuente Periodo âu Morningstar (Ibbotson) Últimos cuatro SIC 4911 trimestres disponibles Infc DANE Últimos 60 meses Índice de precios al consumidor InfEU The Livingston Survey Encuesta más Federal Reserve Bank of Philadelphia. reciente publicada Consumer Price Index Long-Term Outlook rd - Superintendencia Financiera de Colombia yÚltimos 60 meses Banco de la República. (Tasa de interés del “Crédito Preferencial”; bancos con más del 50% de datos en el periodo) - Bolsa de Valores de Colombia.
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rf
rm rp
ô
(Reportes de emisiones de bonos) Reserva Federal de los Estados Unidos. Últimos 60 meses Tasa de bonos a 20 años: Mensual : Desde 1926 Anual : Morningstar (Ibbotson) Desde 1926 S&P 500, retornos anuales J.P. Morgan Últimos 60 meses Spread de los bonos de la República estimado con base en el EMBI plus de Colombia Estatuto Tributario. Actual Tarifa de impuesto de renta
(Fuente: R CREG 083/08, ANEXO Num. 3)
PARTE 6 METODOLOGÍA PARA LA REMUNERACIÓN DE LA ACTIVIDAD DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL (descripción no original)
TÍTULO 1 DISPOSICIONES GENERALES (descripción no original) ARTÍCULO 4.6.1.1. OBJETO. Mediante esta resolución se adopta la metodología, fórmulas tarifarias y otras disposiciones para la remuneración de la actividad de transmisión de energía eléctrica en el Sistema de Transmisión Nacional. (Fuente: R CREG 011/09, Art. 1)
ARTÍCULO 4.6.1.2. AMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución aplica a todos los agentes económicos que prestan el servicio de transmisión de energía eléctrica en el Sistema de Transmisión Nacional (STN) y a los usuarios que utilizan el servicio. (Fuente: R CREG 011/09, Art. 2)
ARTÍCULO 4.6.1.3. METODOLOGÍA DE REMUNERACIÓN. La actividad de transmisión de energía eléctrica en el Sistema de Transmisión Nacional se remunerará con la metodología de ingreso regulado, conforme a lo establecido en esta resolución. Los Activos de Uso del STN existentes a la fecha de entrada en vigencia de esta resolución que no hayan sido construidos por inversionistas seleccionados a través de los procesos de libre concurrencia regulados por la CREG, y los activos correspondientes a las ampliaciones que se construyan en cumplimiento de lo establecido en el artículo 6o de la Resolución CREG 022 de 2001 y aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan se remunerarán de acuerdo con lo establecido en la presente resolución. PARÁGRAFO. La CREG incluirá los ajustes o modificaciones a la metodología de remuneración establecida en esta Resolución que por la entrada en vigencia de un nuevo esquema de intercambios internacionales de energía eléctrica se requieran para que la
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formación de precios sea en condiciones de eficiencia frente a la demanda nacional. (Fuente: R CREG 011/09, Art. 4)
ARTÍCULO 4.6.1.4. DETERMINACIÓN DE LOS ACTIVOS REMUNERABLES. La CREG aprobará mediante Resolución la base de activos a remunerar a cada uno de los TN, para lo cual cada empresa deberá reportar a la CREG, dentro de los 30* días calendario siguientes a la entrada en vigencia de esta resolución, su inventario con los activos que se encuentran en operación, clasificados por Unidad Constructiva, informando si opera el activo en forma parcial o total y el valor o valores pagados por concepto de servidumbre. Con el inventario deberán reportar los activos de enlaces internacionales de Nivel de Tensión 4 que están siendo remunerados mediante cargos por uso. Con la base de activos definida por la CREG el Liquidador y Administrador de Cuentas del Sistema de Transmisión Nacional liquidará y facturará los ingresos correspondientes a los TN, con la metodología definida en esta Resolución y aplicando las Compensaciones a que haya lugar conforme a lo establecido en el artículo 4.6.1.16 R_CREG_0011_2009 - 17*NO EXISTE EL BOOKMARK y en el Título 4.14.5 de esta resolución. La CREG podrá modificar la base de activos de un TN cuando la autoridad competente determine que alguno de sus activos limita la operación adecuada del Sistema. PARÁGRAFO. El valor a remunerar a cada TN por concepto de servidumbre de líneas será el valor anual que este demuestre con la información entregada al momento del reporte del inventario de sus activos. En los casos en que el TN haya realizado un solo pago por concepto de servidumbres, deberá calcular el valor anual equivalente utilizando la Tasa de retorno definida para la actividad de Transmisión. (Fuente: R CREG 011/09, Art. 5) (Fuente: R CREG 025/09, Art. 1)
ARTÍCULO 4.6.1.5. REMUNERACIÓN DE NUEVOS ACTIVOS DE USO QUE SUSTITUYAN A OTROS. Para la remuneración de un nuevo Activo de Uso que sustituya a otro que se estaba remunerando con una Unidad Constructiva diferente se debe cumplir lo siguiente: i) Que el TN que represente dicho activo presente a la UPME la evaluación técnica y económica que justifica la ampliación o su sustitución; ii) Que la UPME, una vez aplicados los criterios establecidos en la normatividad vigente, recomiende en el Plan de Expansión la ampliación o sustitución de dicho activo; iii) Que el TN solicite a la CREG la inclusión de este activo dentro del inventario de activos remunerados; y iv) Que la CREG expida la resolución mediante la cual aprueba su remuneración, una vez el activo entre en operación. PARÁGRAFO. La reposición de los activos es responsabilidad de sus propietarios o de los TN que los representen. Con este propósito el TN deberá presentar a la UPME, dentro de los seis meses siguientes a la entrada en vigencia de esta resolución, un plan de reposición acorde con un diagnóstico técnico del estado de sus activos, que cubra un periodo de cinco años. En ningún caso el incumplimiento de las normas técnicas establecidas por la autoridad
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competente o las limitaciones técnicas de equipos o elementos de una Unidad Constructiva podrán limitar la operación adecuada del Sistema y le corresponderá al TN ajustar dicho activo y solicitar a la CREG la reclasificación de la Unidad Constructiva, si fuere el caso. (Fuente: R CREG 011/09, Art. 6)
ARTÍCULO 4.6.1.6. INGRESO ANUAL. El Ingreso Anual de cada TN, IAT, correspondiente a los activos de que trata el artículo 5o de esta resolución, se calculará de acuerdo con lo establecido en el artículo 4.14.1.2.1 de la presente resolución. El IAT aplicable en términos reales solo se ajustará si la CREG llegare a modificar los valores de las Unidades Constructivas, cuando se modifique el valor del AOM reconocido o cuando, en cumplimiento de la regulación vigente, se excluyan Activos de Uso en operación, ingresen nuevos Activos de Uso o se remplacen las Unidades Constructivas instaladas por otras de clasificación diferente de acuerdo con lo establecido en el artículo 6o de la presente resolución. PARÁGRAFO. Para la remuneración de los terrenos que hacen parte de las Unidades Constructivas de subestaciones se tendrá en cuenta el valor catastral del metro cuadrado (m2) del terreno donde está ubicada cada subestación. (Fuente: R CREG 011/09, Art. 7)
ARTÍCULO 4.6.1.7. REPRESENTACIÓN ANTE EL LAC. Cada Activo de Uso deberá estar representado ante el LAC por el TN que lo opera. En el caso de que exista multipropiedad del activo entre varios TN, estos podrán optar por encargar a uno de ellos la operación y representación del activo ante el LAC o informar los porcentajes de participación en dicho activo, los cuales también se aplicarán al ingreso correspondiente al activo. Los TN podrán presentar a la CREG una solicitud debidamente justificada para la modificación de los porcentajes de participación la cual, de aprobarse, modificará la base de activos de los respectivos TN. Los cambios en la representación del activo y en la repartición del ingreso se harán efectivos a partir del primer día del mes siguiente a la fecha de entrada en vigencia de la resolución de la CREG que apruebe los cambios. En todo caso el responsable de la operación del activo, así no la efectúe directamente, será el TN que representa el activo ante el LAC. (Fuente: R CREG 011/09, Art. 8)
ARTÍCULO 4.6.1.8. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO. El reconocimiento de los AOM se hará en forma individual para cada TN, de acuerdo con la información inicial y anual que reporte cada uno para este efecto, según lo establecido en el Capítulo 4.14.2.1 de esta resolución. PARÁGRAFO 1o. El diseño de los formatos para la recolección de la información de que trata este artículo será el establecido por la Comisión, a través de la Dirección Ejecutiva. PARÁGRAFO 2o. La información de AOM deberá ser auditada por una firma auditora, antes de ser reportada por el TN, y su contratación estará a cargo del TN. Dicha información debe coincidir con el resultado de la auditoría, para lo cual el TN deberá anexar una copia del informe
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de la auditoría. En caso contrario la información entregada por las empresas, se considerará como no entregada y tendrá los efectos previstos en el artículo 4.14.2.4.1 de la presente resolución. Las firmas que realicen las auditorías deben estar legalmente constituidas y contar con experiencia en este tipo de actividades en el sector eléctrico. (Fuente: R CREG 011/09, Art. 9)
ARTÍCULO 4.6.1.9. PROCEDIMIENTO EN CASO DE UNA CONEXIÓN PROFUNDA. De acuerdo con el procedimiento para la asignación de puntos de conexión de generadores al STN, establecido en la Resolución CREG 106 de 2006 o las que la modifiquen, adicionen o sustituyan, cuando sea necesario ejecutar proyectos de expansión de activos remunerados a través de cargos por uso del STN y la UPME encuentre que, según los criterios establecidos en la normatividad vigente, los beneficios del proyecto de expansión son inferiores a los costos, esta podrá recomendar la ejecución del proyecto asociado con los Activos de Uso del STN como una ampliación si es del caso o a través de los procesos de selección regulados mediante la Resolución CREG 022 de 2001 y aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan, siempre y cuando el agente solicitante asuma el porcentaje del costo del proyecto que permite que la relación Beneficio/Costo sea igual a 1 y el agente cumpla con los requisitos de garantías y remuneración que se establecerán en resolución aparte. (Fuente: R CREG 011/09, Art. 10)
ARTÍCULO 4.6.1.10. CARGOS POR USO DEL STN. La remuneración del STN se facturará a los Comercializadores, en proporción a su demanda, mediante los Cargos por Uso Monomios Horarios del STN determinados como se establece en el numeral 1.5 del Anexo General de la presente resolución. (Fuente: R CREG 011/09, Art. 11)
ARTÍCULO 4.6.1.11. UNIDADES CONSTRUCTIVAS. La totalidad de Activos de Uso del STN se clasificará, directamente o por asimilación, en las Unidades Constructivas que se establecen en el Capítulo 4.14.3.1 de esta resolución, con sus respectivos costos unitarios. Durante el periodo tarifario regido por esta resolución no se admitirán Unidades Constructivas, diferentes a las aquí establecidas. (Fuente: R CREG 011/09, Art. 12)
ARTÍCULO 4.6.1.12. AREAS TÍPICAS DE LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS DE SUBESTACIONES –ATUCS–. El costo por concepto de terrenos, para efectos de lo previsto en el artículo 7o de la presente resolución, se determinará aplicando las ATUCS que se establecen en el artículo 4.14.3.3.1 de esta resolución. (Fuente: R CREG 011/09, Art. 13)
ARTÍCULO 4.6.1.13. RESPONSABILIDAD POR LA CALIDAD DE LA POTENCIA EN EL STN. El Centro Nacional de Despacho, CND, será el responsable de mantener la calidad del suministro de electricidad en términos de la frecuencia a nivel del SIN y de la tensión a nivel del STN, conservando estas variables dentro de los límites definidos en el Código de Redes
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adoptado mediante la Parte 7.1, y aquellas que la adicionen, modifiquen o sustituyan. Los TN y los usuarios conectados al STN serán los responsables de mantener la calidad de la forma de onda y el balance de las tensiones de fase, de acuerdo con las normas establecidas en el Código de Conexión que hace parte del Código de Redes, contenidos en la Parte 7.1. Identificado el equipo o equipos causantes de una deficiencia en la forma de onda, o de un desbalance en las tensiones de fase, el CND deberá establecer conjuntamente con el TN y los involucrados, un plazo máximo, razonable de acuerdo con las buenas prácticas de ingeniería, para la corrección de la deficiencia identificada. El CND deberá informar al Consejo Nacional de Operación (CNO) el plazo acordado. Si transcurrido el plazo fijado no se ha efectuado la corrección pertinente, el TN deberá proceder a la desconexión del equipo causante de la deficiencia o, si no es posible identificar este equipo, de la carga del respectivo Usuario del STN. PARÁGRAFO. El TN debe garantizar que las deficiencias en la Calidad de la Potencia que se presenten en los activos que opera, durante el plazo previsto para su corrección, no generen riesgos para la seguridad de las personas, la vida animal y vegetal o la preservación del medio ambiente. De concluirse la inminencia de un peligro, a partir de razones objetivas claramente identificadas, el TN deberá proceder inmediatamente a la desconexión del equipo causante de la deficiencia o, si no es posible identificar este equipo, la desconexión de la carga del respectivo Usuario del STN. En todo caso, los plazos mencionados no exonerarán al TN de su responsabilidad por los perjuicios que se causen por las deficiencias en la calidad de potencia suministrada a través de los activos que opera. Cuando el TN deba indemnizar a un Usuario del STN y dicho perjuicio tenga como origen una deficiencia en la calidad de la potencia suministrada, causada por la carga de otro Usuario conectado al STN a través de sus activos, el TN podrá repetir contra este último, de acuerdo con las normas generales sobre responsabilidad civil. Para efectos de determinar la fuente de las distorsiones o fluctuaciones, el CND podrá solicitar al TN y este al Usuario del STN la instalación de los equipos que consideren necesarios en la red o en las Fronteras y/o equipos de medición del Usuario, para registrar variables de corrientes y tensiones, y podrán exigir el diseño de medidas remediales que técnicamente sigan las normas y buenas prácticas de ingeniería. (Fuente: R CREG 011/09, Art. 14)
ARTÍCULO 4.6.1.14. RESPONSABILIDAD POR LA CALIDAD DEL SERVICIO EN EL STN. La continuidad en la Transmisión de Energía Eléctrica en el STN, dentro de niveles de calidad establecidos en el Capítulo 4.14.4.1 de esta resolución, será responsabilidad de los TN. (Fuente: R CREG 011/09, Art. 15)
ARTÍCULO 4.6.1.15. CALIDAD DEL SERVICIO EN EL STN. La calidad de la Transmisión de Energía Eléctrica en el STN se medirá de acuerdo con lo establecido en el Capítulo IV del Anexo General de esta resolución. PARÁGRAFO. El CND deberá someter a aprobación de la CREG una propuesta para el Reporte de Eventos y los formatos para el reporte de la información de que trata el artículo
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4.14.4.3.1 de la presente resolución, así como las reglas que aplicará para el cálculo de la Energía No Suministrada y el Porcentaje de Energía No Suministrada, a más tardar dentro de los tres (3) meses siguientes a la vigencia de la presente resolución. (Fuente: R CREG 011/09, Art. 16)
ARTÍCULO 4.6.1.16. COMPENSACIONES POR VARIACIONES EN LA CALIDAD DEL SERVICIO QUE EXCEDAN O SUPEREN LOS LÍMITES DEFINIDOS. El servicio de transporte de energía eléctrica en el STN se deberá prestar por parte de los TN con las características de calidad definidas en el Capítulo 4.14.4.1 de esta resolución. De acuerdo con lo establecido en el artículo 87.8 de la Ley 142 de 1994, el Ingreso Regulado de cada TN supone una calidad con las características definidas en de la presente Resolución y las variaciones que excedan o superen los límites allí definidos darán lugar a reducción de dicho Ingreso a través de la aplicación de las Compensaciones que se calcularán conforme a lo dispuesto en dicho capítulo. Lo anterior, sin perjuicio de la responsabilidad que pueda tener el TN por los daños y perjuicios causados a usuarios o terceros. La Compensación se aplicará disminuyendo el Ingreso Mensual que le corresponde a cada TN en un valor igual al que resulte de aplicar lo dispuesto en el Capítulo IV del Anexo General de esta resolución. Para tal efecto, el LAC calculará mensualmente las Compensaciones aplicables a cada TN que represente los activos, conforme a lo previsto en el numeral 4.8 del Anexo General de la presente resolución. El componente T de la fórmula tarifaria general del costo de prestación del servicio, que aplican los comercializadores a los usuarios, considerará los Cargos por Uso del STN aplicados para recaudar el Ingreso Regulado al cual se le han aplicado las reducciones correspondientes a las Compensaciones. PARÁGRAFO 1o. Los propietarios de los proyectos de expansión ejecutados como resultado de procesos de selección regulados por la CREG, al momento de declarar su entrada en operación comercial deberán reportar al LAC el inventario de las Unidades Constructivas que componen dicho proyecto. De no existir la correspondiente Unidad Constructiva se asociará con aquella más parecida. Las compensaciones serán calculadas con base en el valor aprobado en esta Resolución para cada una de las Unidades Constructivas reportadas y se descontarán del ingreso mensual del TN. PARÁGRAFO 2o. Para iniciar la aplicación de la metodología establecida en esta resolución se estimarán las Horas Acumuladas de Indisponibilidad de cada activo del STN, para cada uno de los once meses anteriores al mes de inicio, de acuerdo con lo establecido en el artículo 4.14.4.6.1 de la presente resolución. PARÁGRAFO 3o. Cuando, de acuerdo con lo establecido en el artículo 4.14.4.11.1 de la presente resolución, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios tome posesión de un TN no se aplicarán, durante los doce (12) meses siguientes a la toma, las compensaciones de calidad reguladas en esta resolución. Una vez vencido este plazo, se continuarán aplicando las reducciones del Ingreso o Compensaciones aquí dispuestas. (Fuente: R CREG 011/09, Art. 17)
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ARTÍCULO 4.6.1.17. PROCEDIMIENTO PARA LOS MANTENIMIENTOS MAYORES. Los Mantenimientos Mayores deberán ajustarse a los procedimientos vigentes para definir el programa semestral de mantenimiento de Activos de Uso del STN y al Reglamento para el reporte de eventos, donde se especificará el máximo número de días consecutivos a utilizar para este mantenimiento y la duración mínima de cada indisponibilidad reportada por esta causa. Un Mantenimiento Mayor podrá suspenderse por orden del CND o de una autoridad competente. PARÁGRAFO. El plazo de seis (6) años para los Mantenimientos Mayores se contará desde el 1o de enero de 2006, dado que el plazo establecido en la Resolución CREG 061 de 2000 para estos mismos eventos finalizó el 31 de diciembre de 2005. Durante este plazo, el tiempo máximo reconocido sin afectar la Indisponibilidad de los activos de que trata la presente resolución, será de noventa y seis (96) horas. (Fuente: R CREG 011/09, Art. 18)
ARTÍCULO 4.6.1.18. OBLIGACIÓN DE REPORTAR EVENTOS. Los agentes que presten Servicios de Transmisión de Energía Eléctrica en el STN deberán informar al CND la ocurrencia de cualquier Evento, dentro de los quince (15) minutos siguientes a la ocurrencia del mismo, y la Finalización de la Ejecución de Maniobras dentro de los cinco (5) minutos siguientes. En caso de que un agente no efectúe tales notificaciones en estos plazos, se ajustará el número Máximo de Horas Anuales de Indisponibilidad del Activo correspondiente, de acuerdo con lo establecido en el artículo 4.14.4.5.1 de la presente resolución. (Fuente: R CREG 011/09, Art. 19)
ARTÍCULO 4.6.1.19. CRONOGRAMA DE APLICACIÓN DEL ESQUEMA DE CALIDAD. Durante los cuatro meses siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución se aplicará lo establecido en la Resolución CREG 061 de 2000 . A partir del quinto mes de la entrada en vigencia de la presente resolución, el CND y el LAC aplicarán de manera integral los procedimientos para el cálculo de los indicadores de calidad y las reducciones del Ingreso o Compensaciones establecidos en esta resolución. (Fuente: R CREG 011/09, Art. 20)
ARTÍCULO 4.6.1.20. APLICACIÓN DE LOS NUEVOS CARGOS. La metodología para calcular los cargos por uso del Sistema de Transmisión Nacional se empezará a aplicar a partir del mes calendario siguiente a la aprobación por parte de la CREG de la base de activos de cada TN. (Fuente: R CREG 011/09, Art. 21)
PARTE 7 POR LA CUAL SE ESTABLECEN REGLAS PARA HACER LA TRANSICIÓN AL NUEVO ESQUEMA DE CALIDAD DEL SERVICIO EN EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL ADOPTADO POR LA RESOLUCIÓN CREG-011 DE 2009 ARTÍCULO 4.7.1. REGLAS PARA LA TRANSICIÓN AL RÉGIMEN DE CALIDAD EN EL
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SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL DEFINIDO POR LA RESOLUCIÓN CREG-011 de 2009. Cada Transmisor Nacional (TN) cuya base de activos e ingreso anual hayan sido aprobados mediante resolución que quede en firme antes de la adopción del Reglamento de Eventos y el procedimiento para determinar la Energía No Suministrada de que trata el artículo 4.6.1.15R_CREG_0011_2009 - 16*NO EXISTE EL ARCHIVO .RTF de dicha resolución, hará la transición al nuevo régimen de calidad aplicando la metodología y fórmulas previstas en la Resolución CREG 061 de 2000 y 011 de 2009 en la forma como se dispone en la presente resolución, desde la fecha prevista para iniciar la aplicación del nuevo ingreso anual aprobado al transportador. Desde la fecha que se señale para iniciar la aplicación de las resoluciones mediante las cuales se adopte el Reglamento de Eventos y el procedimiento para determinar la energía no suministrada de que trata el artículo 4.6.1.15 de esta resolución, el esquema de calidad se regirá exclusivamente por lo establecido en esta última resolución. (Fuente: R CREG 128/10, Art. 1)
ARTÍCULO 4.7.2. CÁLCULO DE COMPENSACIONES. Durante la vigencia de esta resolución se asumirá que las compensaciones diferentes a las ocasionadas por exceder las duraciones permitidas de indisponibilidades de activos son iguales a cero. Para calcular las compensaciones por indisponibilidad de activos de los Transmisores Nacionales el LAC aplicará las reglas establecidas en la Resolución CREG-061 de 2000 , modificada por la Parte 4.6, reemplazando la variable IMF, definida en el literal b) del artículo 10 de la Resolución CREG-061 de 2000 , por el valor de la variable IMRm,k definida en el artículo 4.6.1.1 de esta resolución. (Fuente: R CREG 128/10, Art. 2)
ARTÍCULO 4.7.3. APLICACIÓN DE LAS COMPENSACIONES EN EL INGRESO MENSUAL. Para incluir las compensaciones en el cálculo del ingreso mensual, definido en el artículo 4.6.1.1, durante la vigencia de la presente resolución el LAC calculará la variable VMCj,m teniendo en cuenta solamente la duración de las indisponibilidades de los activos. Para el efecto, la respectiva fórmula de esta variable, se aplicará así:
Donde: CIMm,k: Toma el valor de la variable IMC, como está definida en el literal b) del artículo 4.6.1.9 de esta resolución, correspondiente al activo k para el mes m, calculada teniendo en cuenta lo previsto en el artículo 4.7.2 de esta resolución. PUj,k:
Porcentaje remunerado al TN j mediante los cargos por uso vigentes, correspondiente al activo k.
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aj:
Número de activos del TN j, para los que resultan compensaciones a causa de la duración de su indisponibilidad.
(Fuente: R CREG 128/10, Art. 3)
PARTE 8 POR LA CUAL SE PRECISAN LOS MECANISMOS DE VERIFICACIÓN DE LA INFORMACIÓN DE AOM ENTREGADA POR LOS TRANSMISORES NACIONALES PARA EL AJUSTE ANUAL DEL PORCENTAJE DE AOM A RECONOCER
TÍTULO 1 DISPOSICIONES GENERALES (descripción no original) ARTÍCULO 4.8.1.1. ÁMBITO DE APLICACIÓN. La presente Resolución aplica a todos los Transmisores Nacionales (TN). (Fuente: R CREG 050/10, Art. 1)
ARTÍCULO 4.8.1.2. CONTRATACIÓN DE FIRMAS DE AUDITORÍA. Para dar cumplimiento a lo establecido en el Parágrafo 2o del artículo 4.6.1.8 de esta resolución, relacionado con la auditoría de la información de gastos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM) que deben presentar anualmente, los Transmisores Nacionales deberán contratar, con la debida anticipación a la fecha de entrega de la información a la CREG, una firma auditora que cumpla con los requisitos establecidos en el Anexo 1 de esta Resolución. El informe que entregue el auditor, sobre la verificación de la información de AOM, debe incluir, entre otros, el formulario del Título 4.8.3 de esta resolución debidamente diligenciado y firmado el concepto para visto bueno o para salvedad sobre la información entregada por el Transmisor Nacional. (Fuente: R CREG 050/10, Art. 2)
ARTÍCULO 4.8.1.3. FECHA DE ENTREGA DE INFORMACIÓN DE AOM. Los Transmisores Nacionales deben entregar a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, a más tardar el 30 de abril* de cada año, la información de AOM del año anterior junto con el informe del auditor contratado y la información adicional que se señala en esta resolución. La información presentada después de esta fecha se considerará como no entregada para efectos de lo previsto en el numeral 2.3 de la Resolución número CREG 011 de 2009 . (Fuente: R CREG 050/10, Art. 3) (Fuente: R CREG 024/12, Art. 2)
ARTÍCULO 4.8.1.4. PORCENTAJE DE AOM. El valor del AOM resultante de la información
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entregada a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, que cuente con el concepto de conformidad del auditor, se tomará como el valor del AOM demostrado (AOMDj,a1), el cual utilizará el Transmisor Nacional para calcular el porcentaje de AOM a reconocer en el año a (PAOMRj,a), con la siguiente fórmula:
Donde: PAOMRj,a-1: Porcentaje de AOM reconocido al TNj, en el año a-1, establecido en cada resolución particular, para el caso de la primera actualización, o el actualizado el año anterior. PAOMDj,a-1: Porcentaje de AOM demostrado por el TNj, en el año a-1, calculado como se establece en el artículo 4.14.2.4.1. El porcentaje de AOM a reconocer (PAOMRj,a) debe cumplir con las condiciones establecidas en el numeral 2.3 del Anexo General de la Resolución número CREG 011 de 2009. El valor obtenido debe entregarse a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios junto con la respectiva explicación de su cálculo, a más tardar en la fecha prevista en el artículo 3o de la presente resolución. (Fuente: R CREG 050/10, Art. 4) (Fuente: R CREG 024/12, Art. 3)
ARTÍCULO 4.8.1.5. APLICACIÓN DEL PORCENTAJE DE AOM. A más tardar el 30 de abril de cada año, mediante comunicación escrita, los Transmisores Nacionales informarán al LAC el nuevo porcentaje de AOM a reconocer (PAOMRj,a). (Fuente: R CREG 050/10, Art. 5) (Fuente: R CREG 024/12, Art. 4)
ARTÍCULO 4.8.1.6. FORMATO PARA ENTREGA DE INFORMACIÓN DE AOM. La CREG publicará mediante circular el archivo en medio magnético que deben entregar los Transmisores Nacionales con la información solicitada. (Fuente: R CREG 050/10, Art. 6)
ARTÍCULO 4.8.1.7. FECHA DE ENTREGA DE INFORMACIÓN DE AOM DEL AÑO 2009. Para la información relativa al año 2009, la Fecha de Entrega de Información de AOM será a más tardar el 30 de junio de 2010. Sobre esta misma información del año 2009, los TN darán cumplimiento a lo establecido en el artículo 4.8.1.5 de esta resolución el último día hábil del mes de entrega de la información y el nuevo porcentaje de AOM a reconocer (PAOMRj,a) se aplicará a partir del primer día del mes siguiente. (Fuente: R CREG 050/10, Art. 7)
ARTÍCULO 4.8.1.8. CÁLCULO DEL PORCENTAJE DE AOM A RECONOCER PARA 2017. El porcentaje de AOM a reconocer para 2017, PAOMRj,17, se calcula de acuerdo con lo previsto
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en la regulación vigente y teniendo en cuenta que el valor del AOM demostrado para 2016 se obtendrá a partir del reporte de información de que trata el artículo 7o . Para los meses siguientes al mes de entrega de la información de AOM se aplicará un PAOMRj,17,dme, el cual tiene en cuenta el ajuste del porcentaje de AOM aplicado durante los meses que el agente hace uso de la opción, cuando este porcentaje es superior al calculado para el año 2017, PAOMRj,17, y se calcula de la siguiente forma:
Donde: PAOMRj,17,dme Porcentaje de AOM a reconocer en el año 2017, para aplicar después del mes de entrega, durante un número de meses igual a moj. PAOMRj,17 Porcentaje de AOM a reconocer en el año 2017, calculado de acuerdo con la regulación vigente y con el AOM demostrado, obtenido de acuerdo con el reporte previsto en el artículo 7o. PAOMRAj,17,m Porcentaje de AOM a reconocer aplicado en cada uno de los meses posteriores al mes de abril de 2017, esto es, m=5 para mayo, m=6 para junio, m=7 para julio y m=8 para agosto. mej Mes de la fecha de entrega de la información a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios por parte del agente j: mej=5 para mayo, mej=6 para junio, mej=7 para julio y mej=8 para agosto. moj Número de meses durante los que el agente j hizo uso de la opción. (Fuente: R CREG 049/17, Art. 8)
ARTÍCULO 4.8.1.9. APLICACIÓN DE LOS PORCENTAJES DE AOM. En las fechas de entrega de los porcentajes de AOM a reconocer se entregarán tanto el PAOMRj,17,dme como el PAOMRj,17 definidos en el artículo anterior. También en las mismas fechas y junto con la información entregada, los agentes deberán indicar para cada mes del año 2017 y el mes de enero de 2018 el porcentaje de AOM a reconocer que se aplicará en esos meses, así como informar el porcentaje de AOM a reconocer aplicado durante los meses que hizo uso de la opción prevista en esta resolución. El LAC y los OR aplicarán el PAOMRj,17,dme durante un número de meses igual a la variable moj definida en el artículo 8, posteriores al mes de entrega, mej, y para ello deberán ajustar los ingresos y cargos por uso correspondientes a esos meses, en la forma establecida en la regulación vigente. Los ingresos y cargos por uso deberán ajustarse nuevamente después de trascurridos los meses mencionados en el inciso anterior, y a partir de ese momento se deberá aplicar el PAOMRj,17. Estos ingresos, cargos por uso y porcentaje de AOM se mantendrán hasta que sea necesario actualizarlos de acuerdo con la regulación vigente en ese momento.
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(Fuente: R CREG 049/17, Art. 9)
ARTÍCULO 4.8.1.10. VERIFICACIÓN DE LA INFORMACIÓN. Sin perjuicio de las funciones de control y vigilancia a cargo de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, la CREG o la Superintendencia podrán revisar la información de AOM reportada por las empresas y solicitar las aclaraciones a que haya lugar. (Fuente: R CREG 049/17, Art. 10)
ARTÍCULO 4.8.1.11. NO ENTREGA DE INFORMACIÓN. Si los agentes que se acogieron a la opción establecida en esta resolución no entregan la información de AOM a más tardar el 31 de agosto de 2017 se entenderá que la empresa no entregó la información de AOM y se aplicará lo previsto en la regulación vigente para el caso de no entrega de información y el cálculo del PAOMRj,17. En este caso se entenderá que el agente hizo uso de la opción durante cuatro (4) meses por lo que deberá aplicar la fórmula prevista en el artículo 4.8.1.8 de esta resolución, tomando los valores de las siguientes variables como se indica a continuación: moj: = 4 mej = 8 PAOMRj,17 = calculado como se menciona en el primer inciso de este artículo. (Fuente: R CREG 049/17, Art. 11)
TÍTULO 2 FIRMAS AUDITORAS DE LA INFORMACIÓN DE AOM (ANEXO 1) ARTÍCULO 4.8.2.1. REQUISITOS DE LAS FIRMAS. Las firmas que realicen las auditorías que deben contratar los Transmisores Nacionales para la revisión y validación de la información de AOM que reporten a la CREG deben cumplir los siguientes requisitos: – Deben estar constituidas como personas jurídicas cuyo objeto social incluya los servicios de Auditoría. – Acreditar experiencia mínima de dos (2) años en la práctica de auditorías a empresas de servicios públicos o en asesoría en Costeo Basado en Actividades (ABC, del nombre en inglés) a empresas de servicios públicos. – La empresa auditora debe asignar a un profesional con experiencia en Costeo Basado en Actividades con el siguiente perfil: Profesional Universitario con matrícula expedida mínimo con dos (2) años de anterioridad, con experiencia comprobada de mínimo un (1) año en diseño, implementación o administración de sistemas de costeo basado en actividades. Dicho profesional deberá firmar los informes respectivos certificando la información.
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La firma de Auditoría no debe hallarse incursa en ninguna causal de inhabilidad o incompatibilidad legal o en conflicto de intereses para la rendición de su informe. Las empresas transmisoras deben exigir a las firmas auditoras incluir, en el contrato con el profesional asignado para la auditoría de Gastos AOM, un compromiso de atender cualquier aclaración relacionada con su dictamen. El dictamen es una responsabilidad profesional personal e intransferible. De todas formas la responsabilidad contractual recae en la firma auditora, por lo cual esta debe tomar las precauciones que sean del caso. Para verificar el cumplimiento de los requisitos del auditor, la firma deberá incluir en el reporte de auditoría un anexo donde se pueda verificar el cumplimiento de lo exigido a la firma y la hoja de vida del profesional con experiencia en costos ABC donde debe acreditarse como la persona idónea que cumple con el perfil requerido para emitir el dictamen. (Fuente: R CREG 050/10, ANEXO 1 Num. 1)
ARTÍCULO 4.8.2.2. ACTIVIDADES DE LAS AUDITORÍAS. – Verificar que la empresa tenga implementado un sistema de costos y gastos por actividades conforme a lo previsto en la Resolución SSPD 33635 de 2005. – Verificar que la asignación de recursos (conceptos de costos directos de personal, materiales, planta y equipo, edificios, misceláneos y costo de bienes y servicios para la venta) se hayan efectuado en forma directa a las actividades determinantes de los procesos operativos y comerciales y a las actividades de los procesos de apoyo administrativo. – Verificar que la asignación de los recursos de costos indirectos a las actividades se hayan efectuado a través de “drivers” o factores de asignación que muestren la situación de la empresa. – Verificar que los gastos administrativos o de soporte se hayan asignado por cada proceso a las unidades de servicio o negocio. – Verificar que el sistema permita establecer claramente los costos de la Gestión Operativa, de la Gestión Comercial y de la Gestión de Estrategia y Soporte con base en la conformación establecida por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios en el Anexo 2 de la Resolución 33635 de 2005. – Verificar que en el informe de AOM se utilice únicamente las cuentas consideradas por la normatividad vigente. – Verificar que el sistema separa claramente los costos de los negocios no regulados o no relacionados con servicios públicos. – Verificar que los Outsourcing y Concesiones entregan información para su incorporación en el sistema de costos y gastos por actividades. – Verificar que las cuentas identificadas como de costo de bienes y servicios para la venta, en el sistema unificado de costos y gastos, solo estén afectando los procesos de la gestión comercial.
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– Verificar que dentro del reporte de costos y gastos AOM no se incluyan erogaciones causadas por situaciones que son ajenas a la actividad de transmisión de energía eléctrica remunerada mediante cargos por uso. – Verificar que en el informe de AOM no se hayan registrado conceptos relacionados con las exclusiones establecidas en la Circular CREG 085 de 2008 y en la Parte 4.6, ni con conceptos que se estén remunerando al TN en forma diferente a cargos por uso de la actividad de transmisión. – Conciliar la información de gastos y costos de AOM, con lo reportado al Sistema de Costos y Gastos para la actividad de transmisión y los saldos de contabilidad según el Plan Único de Cuentas, y verificar la consistencia de la información con los valores totales por cuenta. – Dar, sin ambigüedades, el visto bueno o concepto de salvedad sobre la información suministrada por las empresas sobre los costos AOM de la actividad de transmisión de energía eléctrica. – Entregar el informe del auditor, firmado por el profesional con experiencia en costeo basado en actividades y de acuerdo con el formato establecido para tal efecto en la presente resolución. (Fuente: R CREG 050/10, ANEXO 1 Num. 2)
TÍTULO 3 INFORME DE AUDITOR (ANEXO 2) (descripción no original) ARTÍCULO 4.8.3.1. 2. El auditor deberá diligenciar el formato “Informe de Auditor” contenido en este Anexo, el cual deberá ser enviado por el Transmisor Nacional a la CREG y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, junto con la información de AOM. La auditoría debe practicarse con base en las normas generalmente aceptadas, que se relacionan con las cualidades profesionales de un Contador Público, con el empleo de su buen juicio en la ejecución de su examen y en su informe referente al mismo, tomando como base las normas de auditoría señaladas en la Ley 43 de 1990. FORMATO DEL INFORME DEL AUDITOR AUDITORÍA DE LA INFORMACIÓN DE GASTOS AOM EMPRESA: ________________________________________________________ INFORMACIÓN DEL AÑO: ________ No. Descripción GENERALES 1 ¿Posee la empresa un sistema de información de costos y gastos por actividades, conforme a lo
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previsto por la Resolución SSPD 33635 de 2005, que le permita identificar claramente los correspondientes a la actividad de transmisión remunerada mediante cargos por uso? ¿Posee la compañía un mapa de procesos? ¿Posee una estructura o mapa de costos, que mediante un diagrama ilustre las diferentes líneas de negocios que tiene la empresa, las subunidades de negocios que se desean costear y los procesos y actividades que permiten la producción y comercialización de los productos o servicios conformantes de cada línea de negocios? ¿La asignación de recursos de costos directos se ha efectuado, en forma directa a las actividades determinantes de los procesos operativos y comerciales y a las actividades de los procesos de apoyo administrativo? ¿La asignación de los recursos de costos indirectos a las actividades se ha efectuado a través de “drivers” o factores de asignación que muestran la situación de la empresa? ¿Los gastos administrativos o de soporte se han estimado para cada proceso y asignado a las unidades de servicio o negocio? ¿La información correspondiente a Otros Negocios ha sido debidamente separada de la información de las unidades relacionadas con la prestación del servicio público (transmisión) y por lo tanto de los gastos AOM a reportar a la CREG? ¿Los Outsourcing y concesiones entregan la información para su incorporación en el sistema de costos y gastos por actividades? En caso que no los tenga registrar que No Aplica (N/A) ¿Las cuentas identificadas con código 7530, excepto la 753004, en el sistema unificado de costos y gastos sólo están afectando los procesos de la gestión comercial y por lo tanto están excluidas de la unidad de transmisión y de los gastos AOM?
¿Cuáles son los valores de dichas cuentas y qué negocio o unidad de servicio están afectando? CUENTAS 5 10 En la cuenta 510204 Gastos médicos y Drogas ¿se excluyeron los correspondientes a personal pensionado?
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En caso afirmativo ¿cuál es el valor que le corresponde al personal pensionado en el sistema de costos y gastos por actividades y en qué actividad o negocio se registra? En la cuenta 510205 Auxilios y Servicios Funerarios ¿se excluyeron los correspondientes a personal
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pensionado? En caso afirmativo ¿cuál es el valor que le corresponde al personal pensionado en el sistema de costos y gastos por actividades?
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En caso contrario, ¿por qué razón la empresa no asigna estos costos a una unidad diferente a la Unidad de Transmisión? ¿Cuál es el valor de la cuenta 510206 Pensiones de Jubilación en el sistema de costos y gastos por actividades? ¿A qué unidad o negocio especial se encuentra asignado dicho valor? ¿Cuál es el valor de la cuenta 510209, Amortización Cálculo Actuarial en el sistema de costos y gastos por actividades? ¿A qué unidad (es) o negocio (s) especial (es) se encuentra asignado dicho valor? ¿Cuál es el valor que le corresponde a la cuenta 511118 en el sistema de costos y gastos por actividades? ¿Cuál es el valor correspondiente a la cuenta 512007 Multas y 512008 Sanciones en el sistema de costos y gastos por actividades?
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¿Dichos valores fueron excluidos de la información de gastos AOM a reportar a la CREG? ¿Cuál es el valor correspondiente a la cuenta 5302 Provisiones en el sistema de costos y gastos por actividades?
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¿Dicho valor fue excluido en su totalidad de la información de gastos AOM a reportar a la CREG? ¿Cuál es el valor correspondiente a la cuenta 5340 Amortizaciones en el sistema de costos y gastos por actividades?
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¿Qué valor fue excluido de la información de gastos AOM a reportar a la CREG? ¿Cuál es el valor correspondiente a la cuenta 58 Otros Gastos en el sistema de costos y gastos por actividades? ¿Qué valor fue excluido de la información de gastos AOM a reportar a la CREG?
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¿De las valores excluidos cuáles conceptos son los más relevantes? ¿Se excluyó la cuenta 5815 Ajustes de ejercicios anteriores de la información de gastos AOM a reportar a la CREG? Si la empresa desarrolla otros negocios como los señalados a continuación, ¿los tiene separados en el sistema de costos y les asigna en forma proporcional la parte que deben asumir de los procesos de estrategia y soporte?
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-- Laboratorio y/o venta de medidores -- Mantenimiento de sistemas de Alumbrado Público -- Montaje o mantenimiento de subestaciones y/o redes de propiedad de terceros. -- Alquiler de equipos -- Outsourcing de facturación a terceros. -- Venta de electrodomésticos -- Otros (especificar) CUENTAS 7 21 ¿Cuál es el valor correspondiente al total de las cuentas 750571 a la 750582 en el sistema de costos y gastos por actividades?
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¿Dichos valores fueron excluidos de la información de gastos AOM a reportar a la CREG? ¿Cuál es el valor correspondiente a la cuenta 750590 Otros Servicios Personales en el sistema de costos y gastos por actividades? Verificar que los conceptos de costos llevados por esta cuenta no correspondan a alguno de los excluidos por la CREG en la información de gastos AOM a reportar.
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(En este caso el auditor puede verificar con los documentos fuente) ¿Cuál es el valor correspondiente a la cuenta 7515 Depreciaciones en el sistema de costos y gastos por actividades? ¿Qué valor fue excluido de la información de gastos AOM a reportar a la CREG?
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¿Qué porcentaje representa este valor del saldo total que figura en la cuenta respectiva de la contabilidad de la empresa? ¿Cuál es el valor correspondiente a la cuenta 7517 Arrendamientos en el sistema de costos y gastos por actividades? ¿Qué valor fue excluido de la información de gastos AOM a reportar a la CREG? Si la empresa tiene contratos de leasing de equipos, ¿los excluye de los Gastos AOM? De estos contratos ¿cuál es el valor que figura en el sistema de costos y gastos por actividades?
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¿Cuál es el valor correspondiente a la cuenta 7520 Amortizaciones en el sistema de costos y gastos por actividades? ¿Qué valor fue excluido de la información de gastos AOM a reportar a la CREG? ¿Cuál es el valor correspondiente a la sumatoria de las cuentas 752006 Amortizaciones y 752090 Otras Amortizaciones en el sistema de costos y gastos por actividades? ¿Cuál es el valor correspondiente a la cuenta 753004 Costo por Conexión en el sistema de costos y gastos por actividades? ¿Del valor total cuánto corresponde a Gastos AOM y cuánto a Remuneración de Activos? ¿Cuál es el valor correspondiente a la cuenta 753590 Otras Contribuciones en el sistema de costos y gastos por actividades? Verificar que los conceptos de costos llevados por esta cuenta no correspondan a alguno de los excluidos por la CREG en la información de gastos AOM a reportar.
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(En este caso el auditor puede verificar con los documentos fuente) ¿Cuál es el valor correspondiente a la cuenta 7540 Ordenes y Contratos de Mantenimiento y Reparaciones en el sistema de costos y gastos por actividades? ¿Qué valor fue reportado en la información de gastos AOM a la CREG? ¿Cuál es el valor correspondiente a la sumatoria de las cuentas 754009 a la 754015 en el sistema de costos y gastos por actividades? ¿Las cuentas 754001 a la 754008 Órdenes y Contratos de Mantenimiento en el sistema de costos y gastos por actividades no están afectadas por partidas correspondientes a cuentas de reparaciones, remodelaciones de líneas, reposiciones de equipos, ni expansiones de líneas y redes? (Se debe revisar, en el sistema de costos y en la contabilidad, las cifras con valores significativos y cruzarlas con los documentos fuentes y verificar el concepto de dicho costo) (El auditor DEBE verificar con los documentos fuente y constatar que el centro de costos afectado corresponda al activo en mención en dicho documento)
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¿Contabiliza la empresa lo correspondiente a remodelaciones, reposiciones o expansiones de redes o infraestructura con cargo al activo afectado (activos fijos) o con cargo a las cuentas de resultado (mantenimiento o reparaciones)? ¿Los valores de las cuentas 754001 a la 754008 Órdenes y Contratos de Mantenimiento en el sistema de costos y gastos por actividades no están afectados por partidas correspondientes a servicios de mantenimiento a activos de propiedad de terceros, como por ejemplo, alumbrado público, plantas industriales o condominios particulares, etc.? (Se debe revisar en dichas cuentas en el sistema de costos y en la contabilidad de la empresa las cifras cuyos valores son significativos y cruzarlos con los documentos fuentes y verificar el concepto de dicho costo)
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El auditor DEBE verificar con los documentos fuente, que el centro de costos afectado corresponda a OTROS NEGOCIOS diferentes a servicios públicos) ¿Cuál es el valor correspondiente a la cuenta 754090 Otros Contratos de Mantenimiento en el sistema de costos y gastos por actividades? (El auditor debe verificar que esta cuenta no sea afectada por cuentas de reparaciones, remodelaciones de líneas, reposiciones de equipos, ni expansiones de líneas y redes ni por servicios de mantenimiento a activos de propiedad de terceros) ¿La cuenta 756012 Seguros de terrorismo fue excluida de la información de gastos AOM a reportar a la CREG? En caso afirmativo ¿cuál es el valor que le corresponde a Seguros de terrorismo en el sistema de costos y gastos por actividades? ¿Está excluido el costo de la prima por lucro cesante por efecto de indisponibilidad ocasionada por fuerza mayor?
En caso afirmativo ¿cuál es el valor que le corresponde a este seguro y en cuál cuenta del sistema de costos y gastos por actividades se registra? 34 En el caso específico de ISA ¿cuál es el valor de las transferencias que realiza a la UPME, en cumplimiento de lo establecido en el artículo 14 de la Ley 143 de 1994 y en cuál cuenta se registra? 35 y (El auditor debe adicionar todos los comentarios o ss. recomendaciones que tenga sobre la información
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reportada por el Transmisor Nacional)
Para Visto Bueno: De acuerdo con las revisiones y análisis practicados al Sistema de Costos y Gastos por Actividades y al Reporte de Gastos AOM de la empresa, se encuentra que la información incluida en este reporte cumple con lo exigido por la CREG y que las cuentas 51XX90 y 75XX90 no registran conceptos relacionados con las exclusiones señaladas en la Circular CREG 085 de 2008 y en la Parte 4.6. Con base en lo anterior, se da el visto bueno a la información de gastos y costos de AOM reportada por la empresa (nombre del TN) Fecha: ___________ Firma Auditora: ________________________ Auditor con experiencia en Costeo Basado en Actividades: ___________________________________________ __________________ Nombre Firma Para Salvedad: De acuerdo con las revisiones y análisis practicados al Sistema de Costos y Gastos por Actividades y al Reporte de Gastos AOM de la empresa (nombre del TN para la CREG, se concluye que la información del Transmisor Nacional no es el resultado de un sistema de costos y gastos por actividades y/o la información no cumple con las exigencias de la CREG para su reporte. Fecha: _______ Firma Auditora: _________________________ Auditor con experiencia en Costeo Basado en Actividades: ___________________________________________ __________________ Nombre Firma Notas sobre el diligenciamiento del informe de Auditor 1. En el campo SI, se marca una (X) si la respuesta es positiva. 2. En el campo NO, se marca una (X) si la respuesta es negativa. 3. En el campo VALOR VERIFICADO, se escribe el valor solicitado de acuerdo con la pregunta correspondiente. 4. En el campo OBSERVACIÓN, el auditor puede hacer cualquier nota referente a los resultados sobre la pregunta citada. (Fuente: R CREG 050/10, ANEXO 2)
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PARTE 9 POR LA CUAL SE ESTABLECEN EL REGLAMENTO PARA EL REPORTE DE EVENTOS Y EL PROCEDIMIENTO PARA EL CÁLCULO DE LA ENERGÍA NO SUMINISTRADA, Y SE PRECISAN OTRAS DISPOSICIONES RELACIONADAS CON LA CALIDAD DEL SERVICIO EN EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL
TÍTULO 1 DISPOSICIONES GENERALES (descripción no original) ARTÍCULO 4.9.1.1. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Lo dispuesto en esta resolución se aplicará a los agentes que realizan la actividad de transmisión de energía eléctrica y a todos aquellos agentes responsables de la información necesaria para la aplicación del esquema de calidad del servicio en el Sistema de Transmisión Nacional (STN), establecido en el capítulo 4 del anexo general de la Resolución número CREG 011 de 2009 o las que la modifiquen o sustituyan. Los activos del STN sobre los que aplica el esquema de calidad del servicio son los que: i) hacen parte de la base de activos aprobada a cada Transmisor Nacional (TN), mediante resolución particular, ii) están en operación comercial y podrán hacer parte de la base de activos de un TN, o iii) son construidos como resultado de procesos de libre concurrencia. (Fuente: R CREG 093/12, Art. 1)
ARTÍCULO 4.9.1.2. REPORTE DE EVENTOS. Los TN deberán reportar los Eventos en activos del STN de acuerdo con el reglamento previsto en el anexo general de la presente resolución. (Fuente: R CREG 093/12, Art. 2)
ARTÍCULO 4.9.1.3. CÁLCULO DE ENERGÍA NO SUMINISTRADA EN EL STN. El cálculo de la Energía No Suministrada, ENS, se realizará de conformidad con el procedimiento establecido en el anexo general de esta resolución. (Fuente: R CREG 093/12, Art. 3)
ARTÍCULO 4.9.1.4. BASE DE DATOS PARA EL REPORTE DE EVENTOS. La información de Eventos deberá mantenerse actualizada en la base de datos creada por el CND para su reporte. Esta información será utilizada, entre otros, para calcular las variables relacionadas con la calidad del servicio, las compensaciones, las remuneraciones de los activos y también será insumo para la determinación de la ENS. El CND deberá mantener almacenada la información de Eventos, en medio digital o de última tecnología, por un período no inferior a cinco años. Esta información deberá estar disponible para consulta de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD), o de la CREG. (Fuente: R CREG 093/12, Art. 4)
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ARTÍCULO 4.9.1.5. AJUSTE DEL PROGRAMA DE MANTENIMIENTO. Durante los primeros 15 días calendario de vigencia de la presente resolución, si lo consideran necesario como consecuencia de lo aquí dispuesto, los TN tendrán la opción de ajustar su programa de mantenimiento y no se considerará como un cambio del programa semestral. (Fuente: R CREG 093/12, Art. 5)
ARTÍCULO 4.9.1.6. ACTIVOS QUE ENTRAN EN OPERACIÓN COMERCIAL. A partir de la fecha de entrada en operación comercial de activos del STN, y hasta que se inicie su remuneración a través de cargos por uso, el agente que los represente ante el LAC será responsable por la ocurrencia de Eventos en estos activos que ocasionen ENS. En consecuencia, a partir de la fecha de entrada en operación comercial de los activos se deberán reportar los Eventos en la forma dispuesta en la presente resolución. Cuando se presente ENS, se estimará su magnitud en la forma descrita en el numeral 3.4 del anexo general de la presente resolución y si el porcentaje que representa resulta superior al 2% se enviará el respectivo informe a la SSPD. Con el valor de ENS determinado por la SSPD se calculará el valor a compensar, utilizando la forma de cálculo de la compensación por ENS del aparte 3 del numeral 4.8.3 del anexo general de la Resolución número CREG 011 de 2009, el cual será descontado de la remuneración que reciba el agente a través de cargos por uso por esos activos, hasta que se haya cubierto el valor total de esta compensación. El LAC incluirá esta compensación dentro del cálculo de la variable CANOm,k aplicada para el mes m siguiente al mes en que quede en firme el acto administrativo de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios de acuerdo con lo previsto en el numeral 4.8.3 del anexo general de la Resolución número CREG 011 de 2009. PARÁGRAFO. En todo caso, cuando los activos estén incluidos en la remuneración del STN a través de cargos por uso, el agente que los represente ante el LAC será responsable por el cumplimiento de todos los indicadores de calidad establecidos en el capítulo 4 del anexo general de la Resolución número CREG 011 de 2009. Para el cálculo de las Horas de Indisponibilidad del activo, solo se tendrán en cuenta las reportadas desde el primer mes de remuneración. (Fuente: R CREG 093/12, Art. 6)
ARTÍCULO 4.9.1.7. NUEVA INDISPONIBILIDAD EXCLUIDA. Al listado de indisponibilidades excluidas, del numeral 4.6 del anexo general de la Resolución número CREG 011 de 2009, se adiciona la siguiente: “vii. La ejecución de obras por parte de entidades estatales o las modificaciones a las instalaciones existentes ordenadas en los Planes de Ordenamiento Territorial.” (Fuente: R CREG 093/12, Art. 7)
ARTÍCULO 4.9.1.8. ACLARACIÓN DE LAS INDISPONIBILIDADES EXCLUIDAS. Cuando se
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presenten Eventos ocasionados por indisponibilidades excluidas contenidas en el listado del numeral 4.6 del anexo general de la Resolución número CREG 011 de 2009, no se calcularán las horas de indisponibilidad, HIDm,k, del activo ni la variable CANOi,m,k, definidas respectivamente en los numerales 4.5 y 4.8.3 del citado anexo. Sin embargo, cuando los anteriores Eventos ocurran en el mismo período horario con Eventos ocasionados por indisponibilidades no excluidas y se determine que hubo ENS, se deberá seguir el procedimiento descrito en el numeral 3.5 del anexo general de esta resolución. Para el caso de las indisponibilidades excluidas por razones operativas a las que hace referencia el aparte ii del numeral 4.6 del anexo general de la Resolución número CREG 011 de 2009, se considerarán como excluidos los Eventos ocasionados por la operación de esquemas suplementarios instalados para garantizar la operación continua y segura de los activos del STN. El CND publicará en su página web antes del inicio de aplicación de esta resolución una lista con los esquemas suplementarios existentes en el SIN, identificando los activos que operarían por la actuación de los mismos. En la lista deberán precisarse los esquemas suplementarios instalados para evitar sobrecarga en algún circuito o transformador del STN e identificarse estos activos. (Fuente: R CREG 093/12, Art. 8)
ARTÍCULO 4.9.1.9. ACLARACIÓN DEL COSTO DE RACIONAMIENTO. El Costo Incremental Operativo de Racionamiento de Energía a utilizar para el cálculo de la fórmula del aparte 3 del artículo 4.14.4.9.3.1, será el que rija para el mes m en el que se aplique la variable CANOi,m,k teniendo en cuenta lo previsto en el artículo 4.14.4.9.3.2. (Fuente: R CREG 093/12, Art. 9)
ARTÍCULO 4.9.1.10. FECHA DE INICIO DE APLICACIÓN. La metodología de calidad del servicio en el STN, prevista en el Capítulo 4 del anexo general de la Resolución número CREG 011 de 2009, y lo establecido en esta resolución se aplicarán a partir del primero de abril de 2013, salvo los apartes donde se indique un plazo diferente (Fuente: R CREG 093/12, Art. 10) (Fuente: R CREG 147/12, Art. 1)
TÍTULO 2 ANEXO GENERAL
CAPÍTULO 1 ASPECTOS GENERALES
SECCIÓN 1 CONSIDERACIONES ESPECIALES ARTÍCULO 4.9.2.1.1.1. DATOS HISTÓRICOS. Para los activos a los que se les exigía el
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reporte de indisponibilidades de acuerdo con lo establecido en el artículo 5 de la Resolución CREG 061 de 2000 , se utilizarán los datos históricos en la forma establecida en el numeral 4.5 del Anexo General de la Parte 4.6. Para los activos a los que no se les exigía dicho reporte, se asumirá que las horas de indisponibilidad, durante los meses anteriores al primer mes de aplicación de la metodología establecida en la Resolución CREG 011 de 2009, son iguales a cero. (Fuente: R CREG 093/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 1.2.1)
ARTÍCULO 4.9.2.1.1.2. MANTENIMIENTO MAYOR. El Mantenimiento Mayor de un activo es el que se realiza por una vez cada seis años y requiere un tiempo mayor a las Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad fijadas para ese activo. Los mantenimientos mayores deberán ser reportados en el Programa Semestral de Mantenimientos y deben ajustarse a los procedimientos aquí establecidos. De acuerdo con lo señalado en el artículo 4.6.1.17 de esta resolución, el tiempo máximo permitido para el Mantenimiento Mayor para una unidad constructiva o para una línea, durante el período de seis años que inició el 1 de enero de 2012, es de 96 horas. Se exceptúan los activos asociados a Unidades Constructivas (UC), de tipo encapsuladas cuyo Mantenimiento Mayor se realizará una vez cada 12 años, contados a partir del 1 de enero de 2012, y con un tiempo máximo reconocido de 192 horas. La cantidad de horas que sobrepase las definidas para el mantenimiento mayor no se considerará indisponibilidad excluida. El número permitido de horas se puede distribuir a solicitud del TN. La distribución debe hacerse de tal forma que, desde el día de inicio hasta el último día del mantenimiento, no se sobrepase un total de 30 días calendario. La duración mínima de indisponibilidad solicitada por Mantenimiento Mayor debe ser de 32 horas. Para cada día de trabajo, la duración mínima de cada indisponibilidad solicitada deberá ser de ocho horas de trabajo; tratándose del último día de los programados para el Mantenimiento Mayor, esta duración puede ser menor. Sin embargo, si por las condiciones de seguridad del SIN se requiere la disminución de este número de horas para un día determinado, el CND lo podrá solicitar al operador del activo, ante lo cual este último evaluará y tomará la decisión de disminuir la duración o mantener la inicialmente programada. Lo anterior, sin perjuicio de la responsabilidad del operador del activo por la gestión del Mantenimiento Mayor. Para el caso de un banco de transformadores, el tiempo máximo permitido por Mantenimiento Mayor puede dividirse de tal forma que el mantenimiento de cada unidad se pueda programar en fechas diferentes. En este caso, sólo una de las tres indisponibilidades solicitadas podrá ser inferior a 32 horas. (Fuente: R CREG 093/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 1.2.2)
ARTÍCULO 4.9.2.1.1.3. HORAS PROGRAMADAS PARA MANTENIMIENTO. De acuerdo con lo establecido en el numeral 4.5 del Anexo General de la Resolución CREG 011 de 2009, las horas programadas para el mantenimiento de un activo, incluidas en la programación semanal de mantenimientos considerada por el CND para elaborar los programas de despacho, que no sean utilizadas para dicha actividad, se contarán como horas de indisponibilidad del activo. Para las horas no utilizadas, en las que el CND no haya programado
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generaciones de seguridad, se tomará como indisponibilidad el 50% de ellas. El CND llevará un registro de las horas efectivamente utilizadas en el mantenimiento de cada activo y de las horas adicionales contabilizadas como indisponibilidad de acuerdo con lo previsto en el párrafo anterior. Un mantenimiento puede ser cancelado hasta las 08:00 horas del día anterior de la operación, para que esta información pueda ser tenida en cuenta en el despacho. (Fuente: R CREG 093/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 1.2.3)
ARTÍCULO 4.9.2.1.1.4. REGLAS ADICIONALES PARA INDISPONIBILIDADES EXCLUIDAS. Con el fin de verificar el cumplimiento de lo previsto en la Parte 4.6, y sin perjuicio de lo establecido en la normatividad vigente en cuanto a consignación de activos, ni de lo señalado en el numeral 4.6 del anexo general de la citada resolución, se establecen los siguientes procedimientos: a) para las exclusiones contempladas en el aparte iv del numeral 4.6 del anexo general de la Resolución CREG 011 de 2009, la declaración oficial al CND a que hace referencia el aparte en mención deberá ser por escrito, anexando la información de los activos afectados y la manifestación de que cumplió con los demás puntos exigidos en el citado aparte, b) para las exclusiones contempladas en el aparte vii del numeral 4.6 del anexo general de la Resolución CREG 011 de 2009, el TN afectado deberá declarar oficialmente al CND, mediante comunicación escrita, la fecha de inicio de intervención de activos por la ejecución de obras por parte de entidades estatales o sobre las modificaciones a las instalaciones existentes ordenadas en los Planes de Ordenamiento Territorial, detallando los activos afectados, el número de días calendario de la indisponibilidad y adjuntando las respectivas certificaciones de las entidades estatales o de los organismos correspondientes. Si se presentan cambios en la duración prevista, el TN lo informará por escrito al CND y anexará la correspondiente certificación. Las citadas comunicaciones deberán presentarse dentro del plazo que para tales fines determine el CND. En todo caso, el CND deberá contar con la información en forma oportuna para que el LAC calcule las compensaciones correspondientes al mes a facturar. (Fuente: R CREG 093/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 1.2.4)
SECCIÓN 2 ZONA EXCLUIDA DE CANO ARTÍCULO 4.9.2.1.2.1. ZONA EXCLUIDA DE CANO. Una zona del STN que cumpla con las condiciones establecidas en este numeral se denominará Zona Excluida de CANO y no habrá lugar al cálculo de compensaciones por ENS o por dejar No Operativos otros activos, ante Eventos ocasionados por los activos que la conforman. (Fuente: R CREG 093/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 1.3)
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ARTÍCULO 4.9.2.1.2.2. IDENTIFICACIÓN DE ZONAS EXCLUIDAS DE CANO. Una Zona Excluida de CANO es la zona del STN que, en condiciones normales de operación, es alimentada por un solo circuito del STN o por un solo transformador del STN. El TN identificará la Zona Excluida de CANO de acuerdo con lo señalado en el párrafo anterior y además deberá cumplir con lo siguiente: a) informar al CND y a la UPME la existencia de la zona, incluyendo el respectivo diagrama unifilar, y b) identificar e informar al LAC los Activos del STN que hacen parte de la zona. Lo anterior deberá ser entregado por los TN durante los 30 días calendario siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución. (Fuente: R CREG 093/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 1.3.1)
ARTÍCULO 4.9.2.1.2.3. LISTA DE ZONAS EXCLUIDAS DE CANO. Para que una zona sea considerada como Zona Excluida de CANO, el CND verificará que cumple con la definición y los requisitos previstos en el numeral anterior. Antes de la fecha de inicio de aplicación de la presente resolución, el CND publicará en su página web la lista de Zonas Excluidas de CANO y el conjunto de activos del STN que hacen parte de cada una de ellas. Si varios TN identifican activos que dependen eléctricamente de un mismo activo, el CND los agrupará y conformará una sola Zona Excluida de CANO. El CND actualizará esta lista cuando identifique una nueva Zona Excluida de CANO que cumpla con los requisitos, o cuando excluya otra porque entró en operación comercial un proyecto que cambia alguna condición que sirvió para identificarla previamente como Zona Excluida de CANO. La lista de Zonas Excluidas de CANO del STN será tenida en cuenta por el LAC en la estimación de las compensaciones, a partir del primer día calendario del mes siguiente a cuando el CND la haya publicado en su página de internet. (Fuente: R CREG 093/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 1 Num. 1.3.2)
CAPÍTULO 2 REGLAMENTO PARA EL REPORTE DE EVENTOS
SECCIÓN 1 INTRODUCCIÓN (descripción no original) ARTÍCULO 4.9.2.2.1.1. INTRODUCCIÓN (descripción no original). Los reportes de los Eventos en los activos deberán ser ingresados por los agentes a la base de datos correspondiente dentro del plazo establecido en el numeral 2.5 del presente anexo. Esto sin perjuicio de lo previsto en la Resolución CREG 011 de 2009 sobre la obligación de los TN de informar al CND la ocurrencia de cualquier Evento, dentro de los 15 minutos siguientes a la
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ocurrencia del mismo y la finalización de la ejecución de maniobras dentro de los cinco minutos siguientes: (Fuente: R CREG 093/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 2)
SECCIÓN 2 ACTIVOS DEL STN A REPORTAR ARTÍCULO 4.9.2.2.2.1. ACTIVOS DEL STN A REPORTAR. Se deberán reportar los Eventos sobre cada uno de los siguientes Activos del STN: a) Autotransformador b) Bahía de Compensación (Incluye la UC CP211) c) Bahía de Línea d) Bahía de Transformación e) Línea 220 o 230 kV f) Línea 500 kV g) Módulo de Barraje h) Módulo de Compensación i) VQC j) Otros Activos: – Bahía de Acople – Bahía de Seccionamiento – Bahía de Transferencia – Banco de Reactores – Corte Central – Diferencial de barras – Enlace ICCP – SCADA – Sistema de Comunicaciones. Si una línea está conformada por más de un circuito, deberán reportarse por separado los Eventos de cada uno de los circuitos.
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Las compensaciones se calculan para los activos enunciados en el Artículo 1 de la presente Resolución. Para el caso de los proyectos adjudicados mediante procesos de libre concurrencia, la clasificación de los activos deberá actualizarse cada vez que entre en vigencia la resolución que defina las UC para remunerar la actividad de transmisión. (Fuente: R CREG 093/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 2 Num. 2.1)
SECCIÓN 3 PROCEDIMIENTO PARA EL REPORTE DE EVENTOS ARTÍCULO 4.9.2.2.3.1. PROCEDIMIENTO PARA EL REPORTE DE EVENTOS. El CND, dentro de los 30 días calendario siguientes a la entrada en vigencia de esta resolución, publicará en su página web los formatos e instrucciones para el reporte de Eventos, considerando que la información a reportar contenga como mínimo lo siguiente: a) activo sobre el cual se presenta el Evento, b) fecha y hora de ocurrencia del Evento, c) duración del Evento, de acuerdo con lo establecido en el numeral 4.5 del anexo general de la Parte 4.6 y teniendo en cuenta los tiempos de ejecución de maniobras establecidos por la regulación y los procedimientos que el CNO defina para tal fin, d) la Capacidad Disponible del Activo durante el Evento, e) causa que origina el Evento, precisando si corresponde a alguna de las excluidas, según lo previsto en el numeral 4.6 del anexo general de la Resolución CREG 011 de 2009, f) cuando el activo quede no operativo por causa de otro del STN, informar el activo causante, g) señalar si el Evento obedece a la operación de un esquema suplementario, identificando el respectivo esquema, h) diferenciación entre Eventos programados y no programados, i) número de consignación, cuando aplique, j) clasificación según las causas detalladas, acordadas y publicadas por el Consejo Nacional de Operación, CNO, k) descripción del Evento. La anterior información deberá ser entregada en el plazo para el Ingreso de reporte de Eventos previsto en el numeral 2.5 de este anexo. En caso de ser necesario, la causa detallada podrá ser modificada dentro del plazo que establezca el CND, ya que corresponde a un dato informativo que no aplica para el cálculo de las compensaciones ni de los indicadores de calidad establecidos en la Resolución CREG 011 de 2009. El CNO elaborará, actualizará y publicará la lista de causas detalladas, la cual se aplicará a
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partir del primer día calendario del mes siguiente a su publicación. Una vez elaborados los formatos e instrucciones para el reporte de Eventos y cuando se requiera modificarlos, el CND deberá enviarlo para conocimiento de la CREG. (Fuente: R CREG 093/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 2 Num. 2.2)
SECCIÓN 4 RESPONSABILIDAD DEL REPORTE DE INFORMACIÓN ARTÍCULO 4.9.2.2.4.1. RESPONSABILIDAD DEL REPORTE DE INFORMACIÓN. Cuando el TN no opere directamente los activos que representa, la información será reportada por quien los opera, y en el respectivo contrato de operación podrán precisarse los mecanismos para que el TN conozca la información reportada al CND. En todo caso, el responsable de la calidad y la oportunidad de la información reportada, a través del sistema dispuesto por el CND para este fin, es el TN que está representando los activos ante el LAC. (Fuente: R CREG 093/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 2 Num. 2.3)
SECCIÓN 5 VALIDACIÓN DE LA INFORMACIÓN ARTÍCULO 4.9.2.2.5.1. VALIDACIÓN DE LA INFORMACIÓN. El CND confrontará la información de Eventos que se ingresa a la base de datos con la información que le haya sido reportada por los operadores de los activos, así como con la información disponible en los registros de señales digitales y análogas ante la ocurrencia de Eventos, los registros de las lecturas de energía y potencia en tiempo real para los barras de las subestaciones del STN, los registros de consignaciones y el reporte de fallas en los transformadores de medida, entre otros. El CND definirá las fuentes que utilizará y la información que verificará. En el proceso de validación, si el CND encuentra que la indisponibilidad de un activo dejó como Activo No Operativo a otros activos, ingresará los reportes correspondientes sobre estos activos e informará al agente causante de la no operatividad. Después de finalizado el proceso de validación, en el sistema de consulta que habilite el CND, los agentes podrán revisar la información validada y el listado de las inconsistencias encontradas. En caso de ser necesario, el agente podrá solicitar ajustes a la información publicada y el CND responderá a los agentes las solicitudes presentadas, de acuerdo con los procedimientos que establezca para tal fin. La información validada por el CND y, de ser el caso, ajustada según los comentarios de los agentes, será la que deberá quedar registrada en la base de datos de reporte de Eventos de que trata el artículo 4o de la presente resolución. (Fuente: R CREG 093/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 2 Num. 2.4)
SECCIÓN 6
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PLAZOS ARTÍCULO 4.9.2.2.6.1. PLAZOS. Para realizar los procedimientos descritos en el presente anexo, se tendrán en cuenta los siguientes plazos, cada uno contado a partir de las 24:00 horas del día de operación: Actividad Ingreso de reporte de eventos Validación y publicación de listado de inconsistencias Solicitud de modificación de información Respuesta a solicitudes de modificación
Responsable Agente CND Agente CND
Plazo (h) 12 36 60 72
El CND precisará en su página web, mayores plazos para el “Ingreso de reporte de Eventos” de aquellos ocasionados por catástrofes naturales o por actos de terrorismo y para los que causen desatención de la demanda de energía cuya magnitud sea superior al 10% del SIN. Los plazos previstos en este numeral empezarán a aplicarse a partir de la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución. (Fuente: R CREG 093/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 2 Num. 2.5)
CAPÍTULO 3 CÁLCULO DE LA ENERGÍA NO SUMINISTRADA
SECCIÓN 1 INTRODUCCIÓN (descripción no original) ARTÍCULO 4.9.2.3.1.1. INTRODUCCIÓN . De acuerdo con lo establecido en el numeral 4.8.3.1 del anexo general de la Resolución CREG 011 de 2009, el procedimiento que deberá seguir el CND para la estimación de la Energía No Suministrada, ENS, y del Porcentaje de Energía No Suministrada, PENS, originada por Eventos ocurridos en el STN, será el definido en este anexo. No se calculará ninguno de los anteriores parámetros y por lo tanto no habrá lugar a compensación por ENS para Eventos diferentes a los no programados, ni para los activos que hacen parte de Zonas Excluidas de CANO, siempre y cuando se encuentren en la Lista de Zonas Excluidas publicada por el CND de acuerdo con lo previsto en el numeral 1.3.2 de este Anexo. (Fuente: R CREG 093/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 3)
SECCIÓN 2 DEMANDA ENTREGADA ARTÍCULO 4.9.2.3.2.1. DEMANDA ENTREGADA. La Demanda Entregada en el Sistema
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Interconectado Nacional, SIN será estimada por el CND, a partir de la suma de las demandas de todos los comercializadores que atienden usuarios conectados al SIN. Los datos de energía de cada período horario deben estar referidos al STN, sin considerar las pérdidas en este sistema. (Fuente: R CREG 093/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 3 Num. 3.1)
SECCIÓN 3 PRONÓSTICO DE DEMANDA ARTÍCULO 4.9.2.3.3.1. PRONÓSTICO DE DEMANDA. La referencia para determinar el pronóstico de demanda en el SIN será la información de predicción horaria de la demanda de energía utilizada para establecer el Despacho Económico de cada día. (Fuente: R CREG 093/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 3 Num. 3.2)
SECCIÓN 4 PRONÓSTICO NUEVO DE DEMANDA ARTÍCULO 4.9.2.3.4.1. PRONÓSTICO NUEVO DE DEMANDA. Para el período horario asociado con un Evento en el STN y para el siguiente período horario, en caso de que subsista el Evento, el CND calculará un Pronóstico Nuevo de Demanda, ajustado a partir de la Demanda Entregada y el Pronóstico de Demanda, sin considerar las pérdidas en el STN. La fórmula de cálculo del Pronóstico Nuevo de Demanda, es la siguiente:
Dónde: PRNh : PRh : PRa : DEa : h: a:
Pronóstico Nuevo de Demanda para el período horario h Pronóstico de demanda utilizado en el Despacho Económico para el período horario h Pronóstico de demanda utilizado en el Despacho Económico para el período horario a Demanda Entregada en el período horario a Periodo horario en el que se presenta el Evento y el período horario siguiente, en caso de que subsista el Evento Último período horario, anterior a la presentación del Evento en análisis, para el cual no se tenía efecto en la demanda atendida causado por otros Eventos en el STN
(Fuente: R CREG 093/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 3 Num. 3.3)
SECCIÓN 5 CÁLCULO DE LA ENS
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ARTÍCULO 4.9.2.3.5.1. CÁLCULO DE LA ENS. Dentro de los dos días calendario siguientes al plazo para la respuesta de solicitudes de modificación, establecido en el artículo 4.9.2.2.6.1, para cada período horario que tenga asociado uno o más Eventos no programados ocasionados por activos del STN, el CND determinará la ENS y el PENS. En todo caso, el CND deberá suministrar al LAC la información requerida para el cálculo de las compensaciones, correspondientes al mes a facturar, con anterioridad a la fecha en que se elabora la facturación mensual de los cargos por uso del STN. La ENS para cada período horario, ENSHh, será la diferencia entre el Pronóstico Nuevo de Demanda, calculado de acuerdo con la fórmula del articulo 4.9.2.3.4.1, y la Demanda Entregada: ENSHh = PRNh – DEh El PENS para cada período horario, se calcula así:
Cuando PENSh sea igual o inferior a 2% la correspondiente ENSHh será igual a cero. Cuando PENSh sea superior al 2%, la ENS a considerar por causa del Evento, ENSh, será el valor máximo entre el resultado obtenido para el período horario en el que ocurrió el Evento (h=1e) y el del período horario siguiente (h=2e), en caso de que subsista el Evento: ENSh = máximo(0, ENSH1e' ENSH2e) Este último resultado se utilizará como la variable ENSh en la fórmula del aparte 3 del numeral 4.8.3 del Anexo General de la Resolución CREG 011 de 2009 y la variable PENSh del mismo numeral tomará el valor del PENSh correspondiente al período horario de la máxima ENSHh. Las variables utilizadas en las fórmulas de este numeral tienen las siguientes definiciones: CONSULTAR ECUACIÓN EN EL ORIGINAL IMPRESO O EN FORMATO PDF. ENSHh : PRNh : DEh : PENSh : ENSh :
Energía No Suministrada en el período horario h Pronóstico Nuevo de Demanda para el período horario h Demanda Entregada en el período horario h Porcentaje de Energía No Suministrada en el período horario h Energía No Suministrada asociada a Eventos ocasionados por Activos del STN
(Fuente: R CREG 093/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 3 Num. 3.4)
SECCIÓN 6 CÁLCULO DE ENS PARA EVENTOS SIMULTÁNEOS
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ARTÍCULO 4.9.2.3.6.1. CÁLCULO DE ENS PARA EVENTOS SIMULTÁNEOS. Cuando en un mismo activo y en un mismo período horario se presentan dos o más Eventos, la ENS se calculará con las fórmulas previstas en el articulo 4.9.2.3.5.1, sin hacer desagregación de cada uno de los Eventos ocurridos. Cuando durante el mismo período horario se presenten sendos Eventos independientes en más de un activo, y el PENSh, calculado conforme el numeral 3.4 de este anexo, supere el 2%, el CND estimará la ENS asociada con cada Evento aplicando las siguientes fórmulas:
Donde: PPi: Di:
Hi: ENSi: ENSh: NS:
porcentaje de participación del Evento i en la ENS, disminución en la magnitud de la potencia activa entregada en el SIN, con base en las lecturas de potencia en el instante anterior y en el instante posterior a la ocurrencia del evento i duración de la indisponibilidad causada por el Evento i, expresada en horas, considerando únicamente los dos primeros periodos horarios, Energía No Suministrada ocasionada por el Evento i, Energía No Suministrada asociada a Eventos ocasionados por activos del STN número de Eventos simultáneos.
La ENSi obtenida para cada Evento será la correspondiente ENSh a utilizar en la fórmula del aparte 3 del artículo 4.14.4.9.3.1, para calcular la compensación del activo que ocasionó el Evento i. Si no es posible hacer esta distribución, la ENSh se asignará en partes iguales a cada uno de los Eventos, y se deberá incluir la respectiva justificación en el informe de que trata el artículo 4.9.2.3.7.1. Cuando uno de los Eventos sea ocasionado por una indisponibilidad excluida, la ENSi correspondiente calculada con el procedimiento aquí descrito será igual a cero. En este caso se deberá verificar que la suma de las restantes ENSi superen el 2%, en caso contrario todas las ENSi serán iguales a cero. (Fuente: R CREG 093/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 3 Num. 3.5)
SECCIÓN 7 INFORME SOBRE ENS ARTÍCULO 4.9.2.3.7.1. INFORME SOBRE ENS. De acuerdo con lo establecido en el numeral
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4.8.3.1 del anexo general de la Resolución CREG 011 de 2009, si la variable PENSh supera el 2%, el CND deberá enviar a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD, un informe donde se haga el análisis detallado del Evento ocurrido y contenga como mínimo lo siguiente: a) número y descripción de Eventos registrados y los activos causantes de los Eventos, b) valores y memoria de cálculo de todas las variables descritas en este capítulo, c) curva de la potencia activa en el SIN, para el período horario del Evento, los 12 períodos horarios anteriores y los 12 siguientes a la ocurrencia del mismo, y d) el informe final del Evento previsto en los acuerdos del CNO, El informe será elaborado por el CND, teniendo en cuenta los plazos establecidos en los acuerdos del CNO para la presentación de los informes de análisis del Evento, y suministrado como herramienta a la SSPD para que esta entidad determine si se presentó ENS, su magnitud, los activos causantes y los agentes responsables. (Fuente: R CREG 093/12, ANEXO GENERAL CAPÍTULO 3 Num. 3.6)
PARTE 10 POR LA CUAL SE ESTABLECEN LOS PROCEDIMIENTOS PARA LA EJECUCIÓN DE PROYECTOS URGENTES EN EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL O EN LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN REGIONAL
TÍTULO 1 DISPOSICIONES GENERALES (descripción no original) ARTÍCULO 4.10.1.1. OBJETO Y ALCANCE. Las disposiciones excepcionales contenidas en esta resolución aplican para la ejecución de los proyectos que se identifiquen como urgentes en el STN o en los STR, según lo establecido en la Resolución MME 90604 de 2014, cuando no se cuente con el tiempo suficiente para ejecutarlos de forma normal. Las demás reglas para la ejecución y para la remuneración de los proyectos urgentes en el STN y en los STR serán las contenidas en las resoluciones CREG 022 de 2001, Parte 5.7, Parte 4.6 y Parte 5.11, o las que las modifiquen o sustituyan. (Fuente: R CREG 093/14, Art. 1)
TÍTULO 2 PROYECTOS URGENTES EN EL STN ARTÍCULO 4.10.2.1. MECANISMOS DE EJECUCIÓN DE PROYECTOS DEL STN. Los proyectos urgentes en el STN identificados por la UPME en cumplimiento de lo establecido por el Ministerio de Minas y Energía en la Resolución 90604 de 2014, deben ser ejecutados mediante procesos de convocatoria que observen los parámetros establecidos en el artículo 4
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de la citada resolución o mediante proyectos de ampliación cuando los proyectos correspondan a los definidos en el artículo 4.2.1.4 de esta resolución, o la que la modifique o sustituya. (Fuente: R CREG 093/14, Art. 2)
ARTÍCULO 4.10.2.2. AGENTES OPCIONADOS PARA LA EJECUCIÓN DE PROYECTOS DE AMPLIACIÓN. Los proyectos urgentes que puedan ser ejecutados mediante ampliación podrán ser desarrollados, como primera opción, por el TN que representa ante el LAC el mayor valor de activos del STN de la subestación a la que se conectará el proyecto, estimado con base en los precios de las UC que se encuentren vigentes en ese momento. La UPME le informará al TN respectivo la opción que tiene para llevar a cabo la ejecución de un proyecto mediante ampliación. Si este TN no manifiesta interés de ejecutar el proyecto tendrán la opción, en su orden, los TN que le sigan en valor de activos en la subestación y si ninguno de los TN mencionados manifiesta interés, podrá realizarla cualquier otro TN que manifieste interés. Las manifestaciones de interés deberán entregarse dentro del plazo que la UPME defina para ello. Cuando haya más de un TN interesado en ejecutar el proyecto se escogerá al que primero haya radicado su manifestación de interés ante la UPME. Si ningún TN está interesado en ejecutar el proyecto se llevará a cabo un proceso de convocatoria, considerando las disposiciones establecidas en esta resolución. (Fuente: R CREG 093/14, Art. 3)
ARTÍCULO 4.10.2.3. OTORGAMIENTO DE GARANTÍAS. Los inversionistas o agentes que vayan a ejecutar proyectos urgentes en el STN deberán otorgar una garantía de ejecución de los proyectos asignados mediante procesos de convocatoria. La garantía deberá ajustarse a las reglas y condiciones establecidas en los numerales 2, 3, 5 y 6 del Título 4.2.1, o aquella que le modifique o sustituya, y deberá ser entregada al ASIC, dentro del plazo que la UPME defina, para que sea aprobada en un plazo de dos (2) días contados desde la fecha de recibo de la garantía. Para la apertura del proceso de convocatoria no se exigirá el otorgamiento anticipado de la garantía de que trata el numeral 1 del literal b) del artículo 4.2.1.2 de esta resolución, o aquella que le modifique o sustituya, exigido a los Operadores de Red, generadores o usuarios no regulados, UNR, que se van a conectar al proyecto, a menos que la UPME determine que sí se requiere al considerar la finalidad principal del proyecto. Cuando no se haya exigido el otorgamiento anticipado de la garantía de los usuarios mencionados, la UPME definirá un plazo de entrega posterior al inicio del proceso de convocatoria. (Fuente: R CREG 093/14, Art. 4)
TÍTULO 3 PROYECTOS URGENTES EN EL STR ARTÍCULO 4.10.3.1. MECANISMOS DE EJECUCIÓN DE PROYECTOS DEL STR. Los
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proyectos urgentes en el STR deben ser ejecutados, como primera opción, por el OR del área. Para esto la UPME le informará a dicho OR sobre la necesidad del proyecto y las especificaciones técnicas requeridas que sean adicionales a las señaladas en el Código de Redes de la Parte 7.1 y aquellas que identifique como condición indispensable de cada proyecto. Cuando haya más de un OR en el área la UPME se lo informará a los interesados y seleccionará como ejecutor del proyecto al OR que primero manifieste interés dentro del plazo que esta entidad defina para ello. Si el OR del área no está interesado, se llevará a cabo un proceso de convocatoria de acuerdo con los parámetros generales establecidos en las resoluciones CREG 097 de 2008 y Parte 5.11, o las que las modifiquen o sustituyan, y lo dispuesto para el STR en el artículo 4o de la Resolución 9 0604 de 2014 expedida por el Ministerio de Minas y Energía. Para la remuneración de los proyectos del STR identificados como urgentes no será necesario contar con la aprobación de la UPME, de que trata el numeral 4.1 del anexo general de la Parte 5.7, siempre y cuando el OR solicite aprobación de las mismas unidades constructivas y cantidades utilizadas por la UPME para la evaluación del proyecto. (Fuente: R CREG 093/14, Art. 5)
ARTÍCULO 4.10.3.2. OTORGAMIENTO DE GARANTÍAS. Los inversionistas o agentes que vayan a ejecutar proyectos urgentes en el STR deberán otorgar una garantía de ejecución de los proyectos a ser ejecutados directamente por el OR y de los proyectos asignados mediante procesos de convocatoria. La garantía deberá ajustarse a las reglas y condiciones establecidas en los Parte 5.11R_CREG_0024_2013 - CAPÍTULO I*NO EXISTE EL ARCHIVO .RTF y 3 del anexo general de la Resolución CREG 024 de 2013, o aquella que le modifique o sustituya, y deberá ser entregada al ASIC para que sea aprobada en un plazo de dos (2) días contados desde la fecha de recibo de la garantía. Para la ejecución de los proyectos urgentes en el STR se deberá tener en cuenta lo siguiente: a) Proyectos ejecutados directamente por el OR Cuando el OR ejecute directamente el proyecto tendrá un plazo de cinco (5) días, contados a partir de que la UPME le informe de la necesidad de ejecutar proyectos urgentes en el mercado de comercialización atendido por él, para entregar la manifestación de interés en la ejecución. Si el OR está interesado, tendrá un plazo de diez (10) días adicionales para entregar la garantía y el cronograma. b) Proyectos ejecutados mediante procesos de convocatoria Cuando el OR no cumpla con lo establecido en el anterior literal o no manifieste interés en ejecutar el proyecto, la UPME iniciará un proceso de convocatoria y fijará el plazo para la entrega de la garantía. Cuando el OR ejecute directamente el proyecto o para la apertura del proceso de convocatoria no se exigirá el otorgamiento anticipado de la garantía a quienes se van a conectar al proyecto del STR, a menos que la UPME determine que sí se requiere al considerar la finalidad principal del proyecto. Cuando no se haya exigido el otorgamiento anticipado de la garantía, la UPME definirá un plazo de entrega posterior al inicio del proyecto ejecutado directamente o mediante
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un proceso de convocatoria. (Fuente: R CREG 093/14, Art. 6)
ARTÍCULO 4.10.3.3. VALOR DE COBERTURA DE LA GARANTÍA DEL EJECUTOR. La garantía que constituya el ejecutor del proyecto del STR se otorgará por un monto calculado de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 8.9.3.1 de esta resolución, o aquella que le modifique o sustituya, pero sin sobrepasar el 20% del valor del proyecto estimado por la UPME. Para esta estimación la UPME tendrá en cuenta las unidades constructivas vigentes y en caso de que el proyecto tenga costo superior al costo medio del nivel de tensión 4 para la valoración se utilizarán los costos resultantes del procedimiento establecido en el artículo 9o de la Resolución CREG 024 de 2013, o aquella que le modifique o sustituya. (Fuente: R CREG 093/14, Art. 7)
PARTE 11 POR LA CUAL SE ADOPTAN LOS AJUSTES NECESARIOS A LA REGULACIÓN VIGENTE PARA DAR CUMPLIMIENTO A LO ESTABLECIDO EN EL ARTÍCULO 190 DE LA LEY 1753 DE 2015, RELACIONADOS CON EL PAGO DE CONTRIBUCIONES EN EL CARGO POR USO DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN ARTÍCULO 4.11.1. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución se aplica a los Transmisores Nacionales, TN, al Liquidador y Administrador de Cuentas de los cargos por uso de las redes del SIN, LAC, al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC, a los agentes del sector eléctrico y a los usuarios finales del servicio público domiciliario de energía eléctrica. (Fuente: R CREG 231/15, Art. 1)
ARTÍCULO 4.11.2. LIQUIDACIÓN DE LA CONTRIBUCIÓN PARA EL FAER. La contribución para el Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas, FAER, de que trata el artículo 190 de la Ley 1753 de 2015, será liquidada mensualmente por el LAC, de conformidad con la siguiente expresión:
donde: VCFAERm,k: Valor de la contribución para el FAER en el mes m del año k. ESTNm: Energía transportada en el Sistema de Transmisión Nacional, en el mes m, expresada en kWh. Corresponde a la suma de las importaciones de energía del STN durante el mes m, medidas horariamente en las fronteras conectadas al STN. FAER: Contribución con destino al Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas. Su valor es 2,1 $/kWh.
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IPPk-1: Índice de Precios del Productor correspondiente al mes de diciembre anterior al inicio del año k, calculado por el Departamento Administrativo Nacional de Estadística, DANE. IPP0: Índice de Precios del Productor correspondiente al mes de diciembre de 2015. (Fuente: R CREG 231/15, Art. 2)
ARTÍCULO 4.11.3. LIQUIDACIÓN DE LA CONTRIBUCIÓN PARA EL PRONE. La contribución para el Programa de Normalización de Redes Eléctricas, PRONE, de que trata el artículo 190 de la Ley 1753 de 2015, será liquidada mensualmente por el LAC, de conformidad con la siguiente expresión:
Donde: VCPRONEm,k: Valor de la contribución para el PRONE en el mes m del año k. ESTNm: Energía transportada en el Sistema de Transmisión Nacional, en el mes m, expresada en kWh. Corresponde a la suma de las importaciones de energía del STN durante el mes m, medidas horariamente en las fronteras conectadas al STN. PRONE: Contribución con destino al Programa de Normalización de Redes Eléctricas. Su valor es 1,9 $/kWh. IPPk-1: Índice de Precios del Productor correspondiente al mes de diciembre anterior al inicio del año k, calculado por el Departamento Administrativo Nacional de Estadística, DANE. IPP0: Índice de Precios del Productor correspondiente al mes de diciembre de 2015. (Fuente: R CREG 231/15, Art. 3)
ARTÍCULO 4.11.4. LIQUIDACIÓN DE LA CONTRIBUCIÓN PARA EL FOES. La contribución para el Fondo de Energía Social, FOES, de que trata el artículo 190 de la Ley 1753 de 2015, será liquidada mensualmente por el LAC, de conformidad con la siguiente expresión:
Donde: VCFOESm,k: Valor de la contribución para el FOES en el mes m del año k. ESTNm: Energía transportada en el Sistema de Transmisión Nacional, en el mes m, expresada en kWh. Corresponde a la suma de las importaciones de energía del STN durante el mes m, medidas horariamente en las fronteras conectadas al STN.
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FOES: Contribución con destino al Fondo de Energía Social, FOES. Su valor es 2,1 $/kWh. IPPk-1: Índice de Precios del Productor correspondiente al mes de diciembre anterior al inicio del año k, calculado por el Departamento Administrativo Nacional de Estadística, DANE. IPP0: Índice de Precios del Productor correspondiente al mes de diciembre de 2015. (Fuente: R CREG 231/15, Art. 4)
ARTÍCULO 4.11.5. FACTURACIÓN Y RECAUDO DE LAS CONTRIBUCIONES. El valor mensual de las contribuciones, calculadas según lo establecido en esta resolución, se deberá incorporar dentro del valor a recaudar mensualmente mediante cargos por uso del Sistema de Transmisión Nacional, STN. Para ello el LAC deberá: a) Adicionar las contribuciones al Ingreso Mensual de los TN, que se obtiene según lo previsto en el numeral 1.4 del anexo general de la Resolución CREG 011 de 2009 y en el Título 4.14.6, o en aquellas que las adicionen, modifiquen o sustituyan; b) Determinar para cada TN el valor del ingreso mensual que se le debe incrementar por concepto de las contribuciones, en proporción al ingreso mensual que recibe, antes de descontar el Valor Mensual a Compensar, VCMj,m, definido en el numeral 1.4 del anexo general de la Resolución CREG 011 de 2009, o en aquella que la modifique o sustituya; c) Descontar y facturar, conjuntamente con la liquidación del ingreso del STN que realiza a cada uno de los TN, las contribuciones de que trata esta resolución. PARÁGRAFO 1o. Para el pago de las contribuciones se considerarán todos los Transmisores Nacionales que hacen parte del STN. PARÁGRAFO 2o. Se excluyen del pago de las contribuciones, los activos que se construyan según lo dispuesto por la Parte 4.3, o aquella que la modifique o sustituya, y que operen a una tensión inferior a 220 kV. PARÁGRAFO 3o. El monto recaudado por el LAC por concepto de las contribuciones se girará a las cuentas que designe el Ministerio de Hacienda y Crédito Público. (Fuente: R CREG 231/15, Art. 5)
ARTÍCULO 4.11.6. INICIO DE APLICACIÓN DE LAS CONTRIBUCIONES. Las contribuciones de que trata esta resolución se empezarán a incluir en los cargos por uso del STN a partir de la liquidación correspondiente al mes de enero de 2016. (Fuente: R CREG 231/15, Art. 6)
PARTE 12 ATENCIÓN SEGURA Y CONFIABLE DE LA DEMANDA (descripción no original)
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TÍTULO 1 POR LA CUAL SE ESTABLECEN LOS CRITERIOS DE CONFIABILIDAD DE LA OPERACIÓN APLICABLES PARA CONTINGENCIAS SENCILLAS, COMO PARTE DEL CÓDIGO DE OPERACIÓN ARTÍCULO 4.12.1.1. CRITERIOS DE CONFIABILIDAD ANTE CONTINGENCIAS. Cuando existan retrasos en la ejecución de expansión o reposición de las redes del STN o de los STR y en los análisis eléctricos de planeación de la operación del SIN se detecte que sin dicha expansión o reposición los recursos de transporte o generación disponibles en el sistema no son suficientes para cubrir una contingencia sencilla, manteniendo una operación segura y confiable, el CND ordenará desconexiones preventivas de demanda siempre y cuando se cumplan las siguientes condiciones: a) La posible ocurrencia de una contingencia sencilla generaría una afectación mayor al 20% de la demanda total de al menos una subárea operativa donde se presentó la afectación de demanda. b) La desconexión preventiva de demanda comparada con la desconexión correctiva de demanda, representa un porcentaje menor o igual a los que se muestran en la siguiente tabla, según la frecuencia de ocurrencia de la contingencia en análisis, durante los últimos 365 días. Frecuencia
Desconexión preventiva de demanda [%]
[veces]
0 1 =2
Con mantenimiento sin riesgo de disparo o sin En mantenimiento con riesgo de mantenimiento disparo 10 20 20 20 30 30
La magnitud de la demanda a desconectar de manera preventiva, que estime el CND, debe permitir que ante la ocurrencia de la contingencia sencilla analizada no se produzca demanda no atendida adicional, es decir, la cantidad de demanda a desconectar en forma preventiva sea la necesaria para que en caso de producirse la contingencia no se presente demanda no atendida. Mediante comunicación escrita el CND informará al operador de la subárea operativa las contingencias que, según los análisis eléctricos, requerirían una orden de desconexión preventiva de demanda. Con esta información el operador deberá identificar las cargas que deben ser desconectadas para dar cumplimiento a la orden dada por el CND e informar de dicha situación a los comercializadores y usuarios involucrados. El CND actualizará el cálculo de la frecuencia de ocurrencia de las contingencias, a más tardar el día 15 de los meses de enero, abril, julio y octubre de cada año. PARÁGRAFO 1o. El CND deberá identificar las contingencias sencillas que pueden causar desconexiones correctivas de demanda de gran magnitud y, sin importar su frecuencia de ocurrencia en el último año, ordenará las desconexiones preventivas de demanda necesarias para mitigar su posible impacto. El CND y el CNO podrán acordar y proponer a la CREG un porcentaje límite diferente para considerar que una desconexión de demanda es de gran
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magnitud, cuando haya fundamento para ello. PARÁGRAFO 2o. Las disposiciones contenidas en este artículo también serán aplicables cuando, debido a situaciones de desconexiones programadas para la conexión de proyectos de expansión en el STN o los STR, los recursos de transporte o generación disponibles en el sistema no sean suficientes para cubrir una contingencia sencilla, manteniendo una operación segura y confiable. PARÁGRAFO 3o. Las disposiciones de este artículo no son aplicables ante condiciones anormales de orden público, CAOP. PARÁGRAFO 3o. El CND y el CNO podrán acordar y proponer valores diferentes a los mostrados en la tabla del literal b) de este artículo, para las subáreas definidas. La propuesta deberá ser enviada para aprobación de la CREG, con el respectivo soporte. (Fuente: R CREG 224/16, Art. 2)
ARTÍCULO 4.12.1.2. Los criterios establecidos en esta resolución son aplicables exclusivamente a la operación del sistema y, por lo tanto, no deben ser tenidos en cuenta durante la planeación de la expansión o reposición de las redes del STN o de los STR. (Fuente: R CREG 224/16, Art. 3)
ARTÍCULO 4.12.1.3. El CND deberá mantener publicada en su página web la información de las contingencias criticas del sistema, con el fin de que esta estadística pueda ser utilizada para soportar ajustes a la curva de probabilidad de eventos y afectación de demanda en el SIN. (Fuente: R CREG 224/16, Art. 4)
ARTÍCULO 4.12.1.4. El CND deberá implementar lo definido en esta resolución a partir de su entrada en vigencia. (Fuente: R CREG 224/16, Art. 5)
ARTÍCULO 4.12.1.5. La presente resolución rige después de treinta (30) días calendario de la fecha de su publicación en el Diario Oficial y deroga las disposiciones que le sean contrarias. (Fuente: R CREG 224/16, Art. 6)
TÍTULO 2 POR LA CUAL SE ESTABLECEN REGLAS ADICIONALES PARA GARANTIZAR LA ATENCIÓN SEGURA Y CONFIABLE DE LA DEMANDA ARTÍCULO 4.12.2.1. REGLAS ADICIONALES PARA GARANTIZAR LA ATENCIÓN SEGURA Y CONFIABLE DE LA DEMANDA. En caso que el CND identifique que es necesario hacer uso de una configuración diferente a la declarada por un agente generador para garantizar la atención segura y confiable de la demanda, podrá acordar con el agente la configuración requerida desde el despacho para la planta de generación respectiva, tomando
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como base el número de unidades y combustible de la configuración declarada por el agente en el despacho económico o redespacho. Sin perjuicio de lo anterior, la disponibilidad declarada de la planta se mantendrá igual a la declarada por el agente al despacho económico o redespacho. PARÁGRAFO 1o. El CND establecerá y publicará el procedimiento para acordar con el agente la configuración. PARÁGRAFO 2o. La aplicación de la anterior norma se debe dar una vez agotadas todas las instancias disponibles que tenga el CND para mantener y preservar la seguridad y confiabilidad del SIN. (Fuente: R CREG 036/17, Art. 1)
ARTÍCULO 4.12.2.2. APLICACIÓN DE LAS REGLAS DEFINIDAS EN EL ARTÍCULO 1o DE LA PRESENTE NORMA. Las reglas definidas en el artículo 1o de la presente norma solamente serán aplicables cuando se encuentre que el riesgo de atención de la demanda, analizado conforme a lo previsto en las disposiciones del Título 4.12.1, es menor si el CND cambia la configuración declarada por la planta conforme a lo indicado en el artículo anterior. En los casos en que no sea aplicable el Título 4.12.1, se encuentre en riesgo la atención de la demanda y sea viable el cambio de configuraciones de la planta de generación, se podrá aplicar lo previsto en el artículo 1o de esta norma. (Fuente: R CREG 036/17, Art. 2)
ARTÍCULO 4.12.2.3. REPORTE DEL CENTRO NACIONAL DE DESPACHO (CND), A LA SUPERINTENDENCIA DE SERVICIOS PÚBLICOS (SSPD). Cuando el CND aplique el artículo 4.12.2.1 de la presente norma, deberá reportarlo a la SSPD presentando la información de la declaración de disponibilidad de la planta, la configuración acordada y los análisis que justificaron la necesidad del cambio. (Fuente: R CREG 036/17, Art. 3)
PARTE 13 POR LA CUAL SE ESTABLECEN LAS NORMAS RELACIONADAS CON LAS PÉRDIDAS DE REFERENCIA EN EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL ARTÍCULO 4.13.1. PERDIDAS DE REFERENCIA. Las pérdidas de energía horarias de referencia, en MWh, serán iguales a las pérdidas de energía horarias reales del STN, calculadas como la diferencia entre las sumatorias de las energías importadas y exportadas en el STN, en MWh, medidas en las fronteras comerciales. Los comercializadores seguirán pagando estas pérdidas en proporción a sus demandas. Pérdidas de Energía Reales = S Energía Importada en el STN - S Energía Exportada en el STN Pérdidas de Referencia = Pérdidas de Energía Reales
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(Fuente: R CREG 039/99, Art. 1)
ARTÍCULO 4.13.2. NIVEL DE PÉRDIDAS DE LOS PROYECTOS DE EXPANSIÓN DEL STN. La CREG definirá una norma general relacionada con las pérdidas de energía admisibles para los proyectos futuros del Plan de Expansión del STN. Los proponentes que participan en las convocatorias actualmente en curso, deberán acogerse, además de lo dispuesto en el artículo 7.1.1.1 de esta resolución, a un valor de resistencia eléctrica máxima permitida (resistencia DC a 20o.C en ohms/km), que será establecida por la UPME. (Fuente: R CREG 039/99, Art. 2)
ARTÍCULO 4.13.3. CONTROL DE PERDIDAS EN EL STN. Sin perjuicio de las funciones atribuidas a otras autoridades, el Comité Asesor para el Planeamiento de la Transmisión CAPT- deberá monitorear el nivel de pérdidas en el STN, para que éstas se mantengan dentro de valores razonables, para lo cual establecerá un sistema de revisión periódica de las mismas. Como resultado de la labor, el CAPT propondrá nuevos proyectos de expansión justificados económicamente por la reducción de pérdidas. (Fuente: R CREG 039/99, Art. 3)
ARTÍCULO 4.13.4. MEDIDA DE LOS CONSUMOS DE ENERGÍA EN LAS SUBESTACIONES DE CONEXIÓN AL STN. Las subestaciones de conexión al STN que tengan consumos de energía diferentes a los que se originan por las pérdidas en los equipos de conexión y servicios auxiliares, deberán instalar equipos de medida para registrar dichos consumos y contratar la compra de dicha energía de acuerdo con la normatividad vigente. Esta norma no se aplica cuando el propietario de los Activos de Conexión es la misma persona que responde por las pérdidas de energía correspondientes. PARAGRAFO 1o. Los consumos de los servicios auxiliares asociados a los módulos de líneas del STN son parte de las pérdidas de las subestaciones de conexión. PARAGRAFO 2o. El plazo para instalar los equipos de medida correspondientes será de 10 (diez) meses, contados a partir de la vigencia de la presente Resolución. (Fuente: R CREG 039/99, Art. 4)
ARTÍCULO 4.13.5. PERDIDAS EN SUBESTACIONES 230/500 KV. Las pérdidas en las subestaciones 230/500 kV, incluidos los consumos de los servicios auxiliares, hacen parte de las pérdidas del STN. (Fuente: R CREG 039/99, Art. 5)
PARTE 14 FÓRMULAS TARIFARIAS PARA LA REMUNERACIÓN DE LA ACTIVIDAD DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL (descripción no original)
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TÍTULO 1 METODOLOGÍA DE REMUNERACIÓN DE LA TRANSMISIÓN DE ENERGÍA EN EL STN (ANEXO GENERAL CAPÍTULO I)
CAPÍTULO 1 INTRODUCCIÓN (descripción no original) ARTÍCULO 4.14.1.1.1. INTRODUCCIÓN (descripción no original). La actividad de transmisión de energía eléctrica que se realiza a través del Sistema de Transmisión Nacional se remunerará mediante la metodología de Ingreso Regulado. Esta metodología aplica para los Activos de Uso que no fueron construidos en desarrollo de los procesos regulados mediante las Resoluciones CREG 004 de 1999 y 022 de 2001 y aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan, y para la remuneración se tendrá en cuenta: i) las Unidades Constructivas valoradas a costo eficiente de reposición; ii) el reconocimiento de Activos No Eléctricos y de Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento; y iii) el reconocimiento de terrenos para las unidades constructivas de subestaciones. A continuación se establecen las fórmulas para el cálculo del Ingreso aplicable a los activos existentes, el procedimiento para la liquidación y pago mensual del Ingreso y las fórmulas para el cálculo de los Cargos por Uso del STN. (Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO I)
CAPÍTULO 2 CÁLCULO DEL INGRESO ANUAL ARTÍCULO 4.14.1.2.1. CÁLCULO DEL INGRESO ANUAL. El Ingreso Anual para cada TN j, aplicable a los activos diferentes a los construidos mediante procesos de libre concurrencia, se calculará con la siguiente fórmula: IATj = CAEAj * (1 + %ANE) + VAOMj + CAETj + CAESj - OIj
Donde: IATj:
Ingreso Anual del TN j, expresado en pesos del 31 de diciembre de 2008. ($)
CAEAj:
Costo Anual Equivalente del Activo Eléctrico valorado a Costo de Reposición, aplicando los Costos Unitarios de las UC establecidos en el Capítulo 4.14.3.1. ($).
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% ANE:
5,0%. Porcentaje reconocido por concepto de Activo No Eléctrico. (Porcentaje).
VAOMj:
Valor de los gastos de AOM, para el TN j, de acuerdo con lo establecido en el artículo 4.14.1.4.1. ($).
CAETj:
Costo Anual Equivalente de Terrenos para el TN j. ($).
CAESj:
Costo Anual Equivalente de Servidumbres para el TN j. Este valor corresponde al demostrado por el TN con el reporte del inventario. ($).
OIj:
Otros Ingresos por la explotación de los activos remunerados mediante cargos por uso en actividades distintas a la de transmisión de energía eléctrica. Este valor corresponde al 33% del valor de los ingresos por este concepto durante el año que finaliza el 31 de diciembre anterior a la fecha de reporte del inventario. En caso de que el TN no reporte dicho valor, se tomará el 50% del valor más alto reportado por los TN.
NUCi:
Cantidad de cada UC i reportada por el TN. (Número real).
CUi:
Costo Unitario de cada UC i, de acuerdo con lo establecido en el Capítulo 4.14.3.1. ($).
PUj,i:
Porcentaje remunerado al TN j mediante cargos por uso de la UC i. (porcentaje).
RPPj,i:
Esta fracción se calculará a partir de la parte del valor de la UC que no se debe incluir en el cálculo de la tarifa de acuerdo con lo dispuesto en el numeral 87.9 de la Ley 142 de 1994, respecto del valor total de dicha UC.
TR:
Tasa de retorno definida para la actividad de Transmisión. (Porcentaje).
VUi:
Vida Util de la UC i, de acuerdo con lo establecido en el Capítulo III de este Anexo. (Años).
%R:
5,69%. Valor igual al costo real de deuda incluido en la Tasa de Retorno. (Porcentaje).
ATUCi:
Area Típica de la UC i, establecida en el artículo 4.14.3.3.1. (m2).
VCTs:
Valor Catastral del metro cuadrado de Terreno de la subestación s, donde está ubicada la UC i. ($/m2).
URj:
Número total de UC reportadas por el TN j.
(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO I Num. 1.1)
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CAPÍTULO 3 COSTO DE REPOSICIÓN ARTÍCULO 4.14.1.3.1. COSTO DE REPOSICIÓN. El costo de reposición de los activos eléctricos remunerados mediante cargos por uso al TN j se calculará con la siguiente expresión.
Donde: CREj:
Costo de Reposición de los Activos Eléctricos del TN j expresado en pesos del 31 de diciembre de 2008. ($)
NUCi:
Cantidad de cada UC reportada por el TN. (Número real)
CUi:
Costo Unitario de cada UC i, de acuerdo con lo establecido en el Capítulo 4.14.3.1. ($).
PUj,i:
Porcentaje remunerado al TN j mediante cargos por uso de la UC i. (porcentaje).
URj:
Número total de UC reportadas por e
(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO I Num. 1.2)
CAPÍTULO 4 VALOR DEL AOM ARTÍCULO 4.14.1.4.1. VALOR DEL AOM. El valor de los gastos de AOM para cada TN se calculará con la siguiente expresión:
Donde: VAOMj:
Valor de los gastos de AOM, para el TN j.
CREj:
Costo de Reposición de los Activos Eléctricos del TN j expresado en pesos del 31 de diciembre de 2008. ($).
PAOMRj,a
Porcentaje de AOM a reconocer calculado
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Cuando se modifique el porcentaje de AOM a reconocer a un TN, de acuerdo con lo previsto en el artículo 4.14.2.4.1, el LAC determinará el nuevo valor del Ingreso Anual del Transportador (IATj), definido en el artículo 4.14.1.2.1, con la siguiente expresión:
Donde: IATj,nuevo:
Ingreso Anual del TN j, calculado con el Porcentaje de AOM Reconocido en el año a, PAOMRj,a, expresado en pesos del 31 de diciembre de 2008. ($).
IATj,anterior: Ingreso Anual del TN j, calculado con el Porcentaje de AOM Reconocido en el año a-1, PAOMRj,a-1, expresado en pesos del 31 de diciembre de 2008. ($). CREj:
Costo de Reposición de los Activos Eléctricos del TN j expresado en pesos del 31 de diciembre de 2008. ($).
PAOMRj,a
Porcentaje de AOM a reconocer calculado de acuerdo con lo establecido en el numeral 2.3 de este Anexo.
(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO I Num. 1.3)
CAPÍTULO 5 LIQUIDACIÓN MENSUAL DEL INGRESO ARTÍCULO 4.14.1.5.1. LIQUIDACIÓN MENSUAL DEL INGRESO. Para la liquidación del Ingreso Mensual de cada TN se tendrá en cuenta: a) El Ingreso Mensual Causado por Unidades Constructivas no construidas en desarrollo de los procesos de selección regulados por la CREG, el cual se calculará a partir del Ingreso Anual definido en el artículo 4.14.1.2.1. Estas Unidades Constructivas se remunerarán a partir del día uno (1) del primer mes completo en que dichas Unidades se hayan encontrado en operación comercial como Activos de Uso. Cuando la remuneración de Unidades Constructivas nuevas implique la reclasificación de Unidades Constructivas existentes, estas últimas se remunerarán hasta el mes anterior al de inicio de la remuneración de las nuevas Unidades Constructivas. b) El Ingreso Mensual causado por Unidades Constructivas asociadas con proyectos ejecutados como resultado de los procesos de selección que trata la Resolución CREG 022 de 2001, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. c) Las Compensaciones por variaciones en las características de calidad del servicio que excedan o superen los límites, en la forma definida en esta resolución.
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Donde: IMTj,m:
Ingreso Mensual del TN j, para el mes m. ($).
IATj:
Ingreso Anual del TN j, calculado de acuerdo con lo previsto en el artículo 4.14.1.2.1. ($).
IEj,m:
Ingreso Esperado de las convocatorias adjudicadas al TN j, para el mes m, calculado de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 022 de 2001, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. ($).
VMCj,m:
Valor Mensual a Compensar por el TN j, calculado de acuerdo con lo previsto en el numeral 4.9 de este Anexo. ($).
IPPm-1:
Indice de Precios al Productor Total Nacional para el mes m-1.
IPP0:
Indice de Precios al Productor Total Nacional para el mes de diciembre de 2008.
(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO I Num. 1.4)
CAPÍTULO 6 CARGO POR USO DEL STN ARTÍCULO 4.14.1.6.1. CARGO POR USO MONOMIO. El Cargo por Uso Monomio del STN se calculará aplicando la siguiente expresión:
Donde: Tm:
Cargo por Uso Monomio del STN para el mes m. ($/kWh).
IMTj,m:
Ingreso Mensual del TN j, para el mes m, calculado de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 4.14.1.5.1. ($).
PCPg,m-1:
Pago por concepto de Conexión Profunda que realiza el agente g, en el mes m-1. ($).
VTGp,m-1:
Valor Total Garantizado por la póliza o garantía p, que se hace efectiva en el mes m-1. De acuerdo con lo establecido en el artículo 10. ($).
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DTCm:
Demanda total registrada por los comercializadores del SIN en el mes m, en cada una de sus fronteras comerciales, referida a 220 kV. (kWh).
n:
Número de TN en el STN.
ncp:
Número de agentes que realizan pagos por concepto de Conexión Profunda.
npe:
Número de pólizas o garantías que se hacen efectivas de acuerdo con los eventos de incumplimiento establecidos en el Título 4.2.1 y aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan.
Si para algún mes m, el valor de los saldos por las garantías ejecutadas supera la diferencia entre el ingreso mensual y los pagos por concepto de conexiones profundas, solo se tomará del saldo de garantías un valor igual a cero o uno que no disminuya el numerador más allá del 50% del valor calculado para el mismo numerador en el mes m-1. Los saldos pendientes de las garantías ejecutadas, junto con los ingresos o gastos financieros, se tendrán en cuenta para incluirlos en el cálculo del Cargo por Uso del mes siguiente. (Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO I Num. 1.5.1)
ARTÍCULO 4.14.1.6.2. CARGOS POR USO MONOMIOS HORARIOS. Los Cargos por Uso Monomios Horarios del STN, con diferenciación horaria por Período de Carga, que serán facturados por el LAC a los comercializadores del SIN que atienden Usuarios Finales, los calculará mensualmente el LAC a partir del Cargo por Uso Monomio del STN, utilizando las siguientes variables:
Hx:
número de horas asociado al Período de Carga Máxima
Hd:
número de horas asociado al Período de Carga Media
Hn:
número de horas asociado al Período de Carga Mínima.
Pi,m:
potencia promedio para la hora i durante el mes m, correspondiente a los consumos horarios nacionales de todos los Usuarios Finales.
Px,m, Pd.m y Pn,m: potencias resultantes de promediar las potencias (Pi,m) asociadas a las horas asignadas a cada uno de los Períodos de Carga para el mes m. Tm:
Cargo por Uso Monomio del STN, para el mes m. ($/kWh).
Tx,m:
Cargo por Uso Monomio Horario para el Período de Carga Máxima del STN, para el mes m. ($/kWh).
Td,m:
Cargo por Uso Monomio Horario para el Período de Carga
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Media del STN, para el mes m. ($/kWh). Tn,m:
Cargo por Uso Monomio Horario para el Período de Carga Mínima del STN, para el mes m. ($
Considerando que la magnitud de la energía de la hora i-ésima es igual a la magnitud de la potencia de la hora i-ésima (Pi,m) por tratarse de potencias promedios referidas a períodos de una hora, los Cargos por Uso Monomios Horarios para el mes m: Tx,m, Td,m y Tn,m se calculan resolviendo el siguiente sistema de tres ecuaciones con tres incógnitas:
(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO I Num. 1.5.2)
TÍTULO 2 GASTOS DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (ANEXO GENERAL CAPÍTULO II)
CAPÍTULO 1 INTRODUCCIÓN (descripción no original) ARTÍCULO 4.14.2.1.1. INTRODUCCIÓN (descripción no original). En este capítulo se establece la metodología para definir los gastos de AOM a reconocer a cada TN durante el periodo regulatorio. Para lo anterior, se excluirán de los Costos y Gastos AOM los valores de las cuentas que correspondan con los siguientes conceptos, sin limitarse a ellos. -- Asociados con otras actividades de la cadena de prestación del servicio. -- Asociados con los servicios prestados a otros agentes. -- Asociados a activos de conexión al STN o a activos de conexión de usuarios. -- Asociados a activos ejecutados mediante Convocatorias Públicas. -- Asociados con servicios prestados a terceros. -- Asociados con reposición de activos. -- Asociados al costo de la prima por lucro cesante por efecto de indisponibilidad ocasionada por fuerza mayor. (Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO II)
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CAPÍTULO 2 VALOR DE AOM DE REFERENCIA ARTÍCULO 4.14.2.2.1. VALOR DE AOM DE REFERENCIA. Para el cálculo del valor anual de AOM de referencia se obtendrá un valor del AOM remunerado, AOMRj,08 y un valor del AOM gastado, AOMGj,01-07, para cada TN. Dichos valores se calcularán como se establece a continuación: (Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO II Num. 2.1)
ARTÍCULO 4.14.2.2.2. AOM REMUNERADO. Se obtendrá el valor anual del AOM remunerado para cada TN j, como la suma de los doce valores mensuales de AOM correspondientes al año 2008, de acuerdo con la liquidación del Ingreso Desagregado de los TN realizada por XM, dichos valores expresados en pesos de diciembre de 2008. (Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO II Num. 2.1.1)
ARTÍCULO 4.14.2.2.3. AOM GASTADO. Para obtener el valor de AOM gastado, AOMGj,0107, los TN utilizarán la información del Plan Unico de Cuentas reportada al SUI correspondiente a los gastos o movimientos que estén directamente relacionados con la actividad de administrar, operar y mantener los activos remunerados mediante cargos por uso asociados a la actividad de Transmisión. Se incluirán los impuestos y contribuciones a cargo de los transportadores y se deberá excluir además de lo mencionado en el inicio de este capítulo, los impuestos de renta, la contribución al FAER, lo relacionado con pensiones de jubilación ya reconocidas y toda clase de erogaciones asociadas con los costos de la inversión en infraestructura, tales como depreciaciones y arrendamiento de infraestructura de transporte de energía eléctrica, entre otras, y en general todos los relacionados con actividades diferentes a la de la prestación del servicio de Transmisión de energía eléctrica. En el caso específico de ISA se incluirán las transferencias que ISA realiza a la UPME, en cumplimiento de lo establecido en el artículo 14 de la Ley 143 de 1994. Los TN incluirán junto con el reporte de su inventario de activos la identificación de las cuentas utilizadas, el valor total de la cuenta en pesos, el valor asociado a la actividad de transmisión en pesos, el porcentaje que representa este valor del total de la cuenta y su justificación. En todo caso la CREG podrá pronunciarse sobre la inclusión de las cuentas en el cálculo del AOM. Los TN deberán presentar en forma separada el valor total de las cuentas en pesos, asociadas con los proyectos ejecutados mediante procesos de libre concurrencia. La información para los años 2001 a 2004 será la reportada por el TN en respuesta a la Circular CREG 021 de 2005; cualquier modificación a esta información deberá ser reportada y justificada por el TN. Para lo anterior los TN utilizarán como referencia el listado de cuentas de la Circular 085 de 2008, incluyendo las cuentas 511163, Contratos de Aprendizaje, 512024, Gravámenes a los movimientos financieros, 512025, Impuesto de Timbre y 752090, Otras Amortizaciones, en la parte que corresponde a AOM de la actividad de Transmisión. Con base en dicha información se obtiene un valor anual del AOM gastado como la relación entre i) la suma de los valores de las cuentas consideradas como AOM de cada año del periodo 2001-2007 expresados en pesos de diciembre de 2008 y ii) el número de años del periodo
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considerado (7). (Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO II Num. 2.1.2)
ARTÍCULO 4.14.2.2.4. VALOR DE AOM DE REFERENCIA. El gasto anual del AOM de referencia, AOMj,ref, se obtendrá para cada TN j como la semisuma entre i) el valor promedio del AOM gastado por cada TN j durante el periodo 2001 - 2007, y ii) el valor anual del AOM reconocido durante el año 2008 a cada TN j:
Donde: AOMRj, 08:
Valor calculado como se presenta en el numeral 2.1, expresado en pesos de diciembre de 2008.
AOMGj,01-07:
Valor calculado como se presenta en el numeral 2.2 expresado en pesos de diciembre de 2008.
(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO II Num. 2.1.3)
CAPÍTULO 3 PORCENTAJE DE AOM GASTADO, REMUNERADO Y DE REFERENCIA ARTÍCULO 4.14.2.3.1. PORCENTAJE DE AOM GASTADO, REMUNERADO Y DE REFERENCIA. A partir de los valores de AOMGj,01-07, AOMRj, 08 y AOMj,ref se determinarán los respectivos porcentajes de AOM, como la relación entre i) el valor de AOM y ii) el Costo de Reposición del Activo Eléctrico del TN j.
Donde: PAOMGj,01-07: Porcentaje de AOM gastado por el TN j, en el periodo 2001-2007. PAOMRj,08:
Porcentaje de AOM remunerado al TN j, en 2008.
PAOMj,ref:
Porcentaje de AOM de referencia para el TN j.
AOMGj,01-07:
AOM gastado por el TN j, en el periodo 2001-2007.
AOMRj,08:
AOM remunerado al TN j, en el año 2008.
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AOMj,ref:
AOM de referencia para el TN j.
CREj:
Costo de Reposición del Activo Eléctrico del TN j, para el año 2008, calculado de acuerdo con el artículo 4.14.1.3.1. ($)
Los valores de los tres porcentajes de AOM calculados en este numeral deberán ser reportados por el TN en el momento de la solicitud de aprobación de la base de activos a remunerar y quedarán fijos, tal como se establezcan en cada resolución particular. (Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO II Num. 2.2)
CAPÍTULO 4 PORCENTAJE DE AOM A RECONOCER ARTÍCULO 4.14.2.4.1. PORCENTAJE DE AOM A RECONOCER. Para el año 2009 se establecerá el porcentaje de AOM a reconocer al TN j, PAOMRj,a igual al porcentaje de AOM de referencia para el TN j, PAOMj,ref.
A partir del año 2010 el porcentaje de AOM a reconocer al TN j, PAOMRj,a, se determinará con base en la información anual de los gastos AOM presentados por dicho TN. Para lo anterior se deberá tener en cuenta lo siguiente: -- Se establece un límite superior para cada TN j como su PAOMj,ref incrementado en un 0,4%. -- Se establece un límite inferior igual para todos los TN del 1% del CRE. -- En ningún caso el porcentaje de AOM a reconocer al TN j, en el año a, PAOMRj,a, será mayor ni menor a los límites superior e inferior establecidos en este numeral. -- El porcentaje de AOM a reconocer al TN j, en el año a, PAOMRj,a, se aplicará a partir del mes de mayo del año a. -- Cada año los TN deberán enviar a la CREG la información extractada del Plan Unico de Cuentas -PUC-, a 31 de diciembre del año inmediatamente anterior con la cual se determinará el AOM Demostrado por el TN j, en el año a-1, AOMDj,a-1. Así mismo deberán informar las inversiones realizadas tanto en activos nuevos como en reposición, discriminando la parte correspondiente a los proyectos desarrollados mediante procesos de libre concurrencia. La CREG en resolución aparte establecerá el detalle de la información a entregar, junto con los plazos y los formatos de dicha información. -- Teniendo en cuenta que según la ley la metodología para la remuneración de la actividad de Transmisión debe permitir que se compartan las mejoras de eficiencia entre la empresa y el usuario, si una empresa no entrega la información que permita conocer las respectivas mejoras en AOM, la CREG asumirá que estas son superiores a una disminución en un 0,5% en el
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porcentaje del AOM reconocido. Por lo anterior, cada año que una empresa no entregue la información de AOM solicitada, el porcentaje de AOM reconocido y el límite superior establecido se disminuirán en 0,5%. La información suministrada por las empresas que no corresponda con la solicitada o aquella que no corresponda con el informe de la Auditoría contratada para auditar esta información, se considerará como no entregada. -- A partir del AOMDj,a-1 se determinará el porcentaje de AOM demostrado en el año a-1, PAOMDj,a-1, como la relación entre i) el AOMDj,a-1 y ii) el Costo de Reposición del Activo Eléctrico del TN j para el año a-1.
Donde: PAOMDj,a-1:
Porcentaje de AOM demostrado por el TN j, en el año a-1.
AOMDj,a-1:
Gastos anuales de Administración, Operación y Mantenimiento demostrados por el TN j, en el año a-1.
CREj,a-1:
Costo de Reposición del Activo Eléctrico del TN j, a 31 de diciembre del año a-1, expresado en pesos de diciembre de 2008. ($)
IPPa-1:
Indice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al mes de diciembre del año a-1.
IPP0:
Indice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al mes de diciembre de 2008.
-- Cuando una empresa adquiera nuevos activos de Transmisión y estos no hayan sido resultado de los procesos de libre concurrencia se obtendrá el Porcentaje de AOM Demostrado por el TN j, en el año a-1, PAOMDj,a-1, como se muestra a continuación: i. El AOMDj,a-1, corresponderá con la información de AOM en el año a-1 de la empresa que adquirió los nuevos activos. ii. El Costo de Reposición del Activo Eléctrico del TN j en el año a-1, CREj,a-1, se calculará ponderando su Costo de Reposición antes y después de la adquisición de los activos por la fracción del año correspondiente:
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Donde: CREj,a-1,antes:
Costo de Reposición del Activo Eléctrico del TN j en el mes anterior al de la adquisición de nuevos activos en el año a-1, expresado en pesos de diciembre de 2008. ($).
CREj,a-1,despues:
Costo de Reposición del Activo Eléctrico del TN j, a 31 de diciembre del año a-1, expresado en pesos de diciembre de 2008. ($).
mn:
Meses calendario completos del año a-1 anteriores a la adquisición de los nuevos activos.
El LAC deberá actualizar en el mes de mayo de cada año el porcentaje de AOM a Reconocer en el año a, PAOMRj,a teniendo en cuenta que cuando el valor de AOM demostrado por una empresa, durante cualquier año del periodo tarifario, sea superior o inferior al valor reconocido, se ajustará el porcentaje de AOM reconocido con la mitad de la diferencia entre el valor reconocido y el demostrado, considerando los límites establecidos en este numeral. (Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO II Num. 2.3) (Fuente: R CREG 024/12, Art. 1)
ARTÍCULO 4.14.2.4.2. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución aplica para las empresas que realizan las actividades de transmisión o distribución de energía eléctrica y que a partir del 1o de enero de 2015 están utilizando las nuevas normas contables, ya sea por exigencia de estas normas o porque el agente se acogió voluntariamente. (Fuente: R CREG 124/16, Art. 1)
ARTÍCULO 4.14.2.4.3. REPORTE DE LA INFORMACIÓN DE AOM. Las empresas referidas en el artículo 1o deberán reportar la información de AOM con el procedimiento y los formatos que para este fin defina la CREG mediante circular. Esta información deberá entregarse certificada por el representante legal de la empresa y por el revisor fiscal, o quien haga sus veces. El informe del auditor de la información de AOM, de que tratan las Resoluciones CREG 050 y 051 de 2010, deberá hacer referencia a la información entregada en los nuevos formatos. PARÁGRAFO. Las empresas que, antes de la entrada en vigencia de esta resolución, hayan entregado dicho informe a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios tendrán la opción de ajustarlo o mantener el ya entregado. (Fuente: R CREG 124/16, Art. 7)
ARTÍCULO 4.14.2.4.4. CÁLCULO DEL PORCENTAJE DE AOM A RECONOCER PARA 2016. Las empresas aplicarán a partir del mes de septiembre el nuevo porcentaje de AOM a
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reconocer para el año 2016. El porcentaje de AOM a reconocer para 2016, PAOMRj,16, se calcula de acuerdo con lo previsto en la regulación vigente y teniendo en cuenta que el valor del AOM demostrado para 2015 se obtendrá a partir del reporte de información de que trata el artículo 4.14.2.4.3. Para los meses de septiembre a diciembre se aplicará un PAOMR j,16,sd calculado de la siguiente forma:
Donde:
PAOMRj,16,sd PAOMRj,16
PAOMRAj,16,m
Porcentaje de AOM a reconocer en el año 2016, para aplicar en los meses de septiembre a diciembre de 2016. Porcentaje de AOM a reconocer en el año 2016, calculado de acuerdo con la regulación vigente y con el AOM demostrado, obtenido de acuerdo con el reporte previsto en el artículo 7o. Porcentaje de AOM a reconocer aplicado en cada uno de los meses de mayo a agosto de 2016, esto es, m=5 para mayo, m=6 para junio, m=7 para julio y m=8 para agosto.
(Fuente: R CREG 124/16, Art. 8)
ARTÍCULO 4.14.2.4.5. APLICACIÓN DE LOS PORCENTAJES DE AOM. En las fechas de entrega de los porcentajes de AOM a reconocer, establecidas en los artículos 5o y 6o se entregarán tanto el PAOMRj,16,sd como el PAOMRj,16 definidos en el artículo anterior. El LAC y los OR aplicarán el PAOMRj,16,sd durante los meses de septiembre a diciembre de 2016 y para ello deberán ajustar los ingresos y cargos por uso correspondientes a esos meses, en la forma establecida en la regulación vigente. Los ingresos y cargos por uso deberán ajustarse nuevamente después de diciembre de 2016 cuando se deberá aplicar el PAOMRj,16. Estos ingresos, cargos por uso y porcentaje de AOM se mantendrán hasta que sea necesario actualizarlos de acuerdo con la regulación vigente en ese momento. (Fuente: R CREG 124/16, Art. 9)
ARTÍCULO 4.14.2.4.6. VERIFICACIÓN DE LA INFORMACIÓN. Sin perjuicio de las funciones de control y vigilancia a cargo de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, la CREG o la Superintendencia podrán revisar la información de AOM reportada por las empresas y solicitar las aclaraciones a que haya lugar. (Fuente: R CREG 124/16, Art. 10)
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TÍTULO 3 UNIDADES CONSTRUCTIVAS (ANEXO GENERAL CAPÍTULO III)
CAPÍTULO 1 INTRODUCCIÓN (descripción no original) ARTÍCULO 4.14.3.1.1. INTRODUCCIÓN (descripción no original). En este capítulo se definen las UC para remunerar la actividad de transmisión de energía eléctrica y se determinan el valor y la vida útil reconocidos para cada una. Las UC definidas para el nivel de tensión de 230 kV aplican igualmente para el nivel de tensión de 220 kV. Los valores de las UC están en miles de pesos de diciembre de 2008. (Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO III)
CAPÍTULO 2 VALOR DE LAS UC ARTÍCULO 4.14.3.2.1. SUBESTACIONES. Para las subestaciones del STN se tienen en cuenta las siguientes configuraciones, cuyos códigos se utilizan en la definición de las Unidades Constructivas: Tabla 1. Configuraciones de Subestaciones
Adicionalmente, dependiendo del número de bahías del STN ubicadas en cada subestación, se clasifican en dos tipos: Tabla 2. Tipos según el Número de Bahías
Tabla 3. UC de Subestaciones de 230 Kv
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Tabla 4. UC de Subestaciones de 500 kV
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Tabla 5. Transformadores
(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO III Num. 3.1.1)
ARTÍCULO 4.14.3.2.2. UC DE COMPENSACIÓN. Tabla 6. UC de Compensación para 230 kV
Tabla 7. UC de Compensación para 500 kV
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Tabla 8. Bancos de Reactores
Tabla 9. Control de Tensión y Reactivos
(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO III Num. 3.1.2)
ARTÍCULO 4.14.3.2.3. CENTROS DE SUPERVISIÓN Y MANIOBRA. Los Centros de Supervisión y Maniobra (CSM) se clasifican de acuerdo con el número de señales que manejan. Este número de señales se estimará a partir de los activos reportados por cada TN, teniendo en cuenta los valores mostrados en la Tabla 10. Tabla 10. Señales por UC
A partir del número de señales estimadas, los CSM se clasifican en diferentes tipos como se muestra en la Tabla 11. Tabla 11. Tipos de CSM
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Tabla 12. UC de los Centros de Supervisión y Maniobra
(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO III Num. 3.1.3)
ARTÍCULO 4.14.3.2.4. LÍNEAS DE TRANSMISIÓN. Las UC para Líneas de Transmisión están definidas en “km de línea” y se clasifican en tres niveles dependiendo de la altura sobre el nivel del mar donde están ubicadas, como se definen en la Tabla 13.
Tabla 14. UC de líneas de 230 kV
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Tabla 15. UC de líneas de 500 kv
(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO III Num. 3.1.4)
CAPÍTULO 3 AREAS TÍPICAS DE LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS DE SUBESTACIONES "ATUCS" ARTÍCULO 4.14.3.3.1. AREAS TÍPICAS DE LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS DE SUBESTACIONES "ATUCS". Tabla 16. Subestaciones de 230 kV
Tabla 17. Subestaciones de 500 kV
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Tabla 18. Compensación y Transformación
(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO III Num. 3.2)
TÍTULO 4 CALIDAD DEL SERVICIO EN EL STN (ANEXO GENERAL CAPÍTULO IV)
CAPÍTULO 1 INTRODUCCIÓN (descripción no original) ARTÍCULO 4.14.4.1.1. INTRODUCCIÓN (descripción no original). En este capítulo se establecen las características que se deben cumplir en cuanto a la calidad en la prestación del servicio de transmisión de energía eléctrica en el Sistema de Transmisión Nacional y las reducciones en el ingreso o Compensaciones aplicables por variaciones en dichas características. (Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO IV)
CAPÍTULO 2 CARACTERÍSTICAS DE LA CALIDAD A QUE ESTÁ ASOCIADO EL INGRESO REGULADO DE CADA TN
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ARTÍCULO 4.14.4.2.1. CARACTERÍSTICAS DE LA CALIDAD A QUE ESTÁ ASOCIADO EL INGRESO REGULADO DE CADA TN. El Ingreso Regulado de cada TN calculado con la fórmula establecida en el artículo 4.14.1.2.1, estará asociado a una calidad con las siguientes características: a) La duración de las indisponibilidades de los activos utilizados en la prestación del servicio de transmisión de energía eléctrica en el STN no superará las Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad Ajustadas. b) Las indisponibilidades máximas permitidas de un Activo originadas en catástrofes naturales, tales como Erosión (Volcánica, Fluvial o Glacial), Terremotos, Maremotos, Huracanes, Ciclones y/o Tornados, y las debidas a actos de terrorismo, no superarán los seis meses, contados desde la fecha de ocurrencia de la catástrofe. c) La Energía No Suministrada (ENS) por la indisponibilidad de un Activo no superará el 2% de la predicción horaria de demanda para el Despacho Económico estimada por el Centro Nacional de Despacho. d) A partir del momento en que las Horas de Indisponibilidad Acumulada de un activo sean mayores que las Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad Ajustadas, no se permitirá que la indisponibilidad de este Activo deje no operativos otros activos. La variación en estas características de calidad del servicio de transporte de energía eléctrica en el STN que exceda o supere los límites señalados en cualquiera de estos cuatro literales, generará una reducción o Compensación en el Ingreso del TN que se calculará y aplicará en la forma prevista en este capítulo. (Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO IV Num. 4.1)
CAPÍTULO 3 BASES DE DATOS ARTÍCULO 4.14.4.3.1. BASES DE DATOS. El CND será el responsable de centralizar, almacenar y procesar la información estadística requerida para mantener actualizada la Base de Datos correspondiente, que permita calcular los indicadores de Indisponibilidad de los Activos y Unidades Constructivas relacionados en el numeral 4.3 de este Anexo. Para Activos nuevos, las estadísticas de indicadores de Indisponibilidad se registrarán a partir del momento en el cual el activo correspondiente entra en operación comercial, previo cumplimiento de la normatividad vigente y la autorización del CND. Los TN son responsables de la recolección y el reporte de la información estadística, en los términos definidos en las bases de datos que administra el CND para tales fines. Dicha información será confrontada por el CND contra la información operativa manejada por esta entidad de la siguiente manera: – Si el CND encuentra discrepancias en el reporte de un Evento en cuanto a su duración, se asumirá el Evento de mayor duración.
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– Si el agente no reporta información sobre el activo involucrado en el Evento, o se constatan discrepancias sobre la identidad del activo reportado, el CND asumirá que la ocurrencia del Evento se presentó en todos los activos involucrados, cuya responsabilidad de operación y mantenimiento sea del TN que no reportó correctamente la información. (Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO IV Num. 4.2)
CAPÍTULO 4 MÁXIMAS HORAS ANUALES DE INDISPONIBILIDAD PERMITIDAS POR ACTIVO ARTÍCULO 4.14.4.4.1. MÁXIMAS HORAS ANUALES DE INDISPONIBILIDAD PERMITIDAS POR ACTIVO. Los siguientes activos utilizados en la prestación del servicio de transmisión de energía eléctrica en el STN no deberán superar, en una ventana móvil de doce meses, el número de horas de indisponibilidad establecido en la siguiente tabla: Activos
Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad (MHAI)
Bahía de Línea
15
Bahía de Transformación
15
Bahía de Compensación
16
Módulo de Barraje
15
Módulo de Compensación
15
Autotransformador
28
Línea de 220 ó 230 kV
20
Línea de 500 kV
37
VQC
5
Otros Activos
10
(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO IV Num. 4.3)
CAPÍTULO 5 AJUSTE DE LAS MÁXIMAS HORAS ANUALES DE INDISPONIBILIDAD PERMITIDAS POR ACTIVO ARTÍCULO 4.14.4.5.1. AJUSTE DE LAS MÁXIMAS HORAS ANUALES DE INDISPONIBILIDAD PERMITIDAS POR ACTIVO. Para cada activo k, las Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad permitidas se reducirán en 0,5 horas cada vez que se presente alguna de estas situaciones: i) Consignación de Emergencia solicitada; ii) Modificación al Programa Semestral de Consignaciones y/o Mantenimientos;
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iii) Retraso en el Reporte de Eventos (artículo 19 de la presente Resolución). El CND ajustará mensualmente los máximos permitidos, de acuerdo con la siguiente fórmula: MHAIAm,k = MHAIk - 0,5 * (SCEm,k + CPSMm,k + ENRm,k) Donde: MHAIAm,k:
Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad Ajustadas del activo k, calculadas para el mes m. (horas)
MHAIk:
Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad para el activo k, definidas en el artículo 4.14.4.4.1. (horas)
SCEm,k:
Número Acumulado de Solicitudes de Consignaciones de Emergencia, exceptuando las excluidas en el numeral 0 del presente anexo, para el activo k durante una ventana móvil de doce meses que termina en el mes m. (número entero)
CPSMm,k:
Número Acumulado de Cambios al Programa Semestral de Mantenimientos, exceptuando los excluidos en el numeral 4.6 del presente anexo, para el activo k durante una ventana móvil de doce meses que termina en el mes m. (número entero)
ENRm,k:
Número Acumulado de Eventos o Finalización de Maniobras no Reportados en los plazos establecidos en esta resolución, para el activo k durante una ventana móvil de doce meses que termina en el mes m. (número entero)
(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO IV Num. 4.4)
CAPÍTULO 6 MEDICIÓN Y CÁLCULO DE LA INDISPONIBILIDAD DE LOS ACTIVOS DE USO DEL STN ARTÍCULO 4.14.4.6.1. MEDICIÓN Y CÁLCULO DE LA INDISPONIBILIDAD DE LOS ACTIVOS DE USO DEL STN. La duración de las indisponibilidades de los activos del STN se medirá por su duración en horas, aproximadas al segundo decimal y se agruparán por mes calendario. Un Evento cuya duración pase de un mes calendario al siguiente, se deberá dividir en dos Eventos: uno que finaliza a las veinticuatro (24:00) horas del último día del mes calendario y otro Evento que inicia a las cero (0:00) horas del primer día del nuevo mes. La Indisponibilidad de los Activos relacionados en el numeral 4.3 del presente Anexo, la calculará mensualmente el Centro Nacional de Despacho, CND, mediante la siguiente expresión:
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Donde: HIDm,k: Horas de Indisponibilidad del activo k, durante el mes m. (horas) i:
Evento de Indisponibilidad.
n:
Número Total de Indisponibilidades del activo k durante el mes m.
Hi,k:
Duración de la indisponibilidad i-ésima para el activo k. (cantidad de horas aproximadas al segundo decimal).
CRi,k:
Capacidad disponible del activo k durante la indisponibilidad i-ésima.
CNk:
Capacidad Nominal del activo k.
Las dos últimas variables deben estar expresadas en la misma unidad: MVA, MVAr, porcentaje, etc. Para el caso específico del módulo de barraje se calculará el porcentaje de bahías que quedaron disponibles con respecto al número total de bahías. Para la aplicación de la metodología establecida en esta resolución, las Horas de Indisponibilidad del activo k, durante cada uno de los once meses anteriores al primer mes de aplicación, se obtendrán utilizando la siguiente fórmula:
Donde: HIDp-i,k:
Horas de Indisponibilidad del activo k, para el mes p-i. (cantidad de horas aproximadas al segundo decimal).
p:
Primer mes de aplicación de la nueva metodología.
i:
Meses anteriores a la aplicación de la nueva metodología.
MHAIk:
Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad, para el activo k, de acuerdo con el artículo 4.14.4.4.1. (horas).
IDAp-1,k:
Indice de Disponibilidad del Activo definido en el artículo 9o de la Resolución CREG 061 de 2000 , correspondiente al activo k y evaluado para la última semana del mes p-1.
MIDAp-1,k: Meta del Indice de Disponibilidad Ajustada definido en el artículo 9o de la Resolución CREG 061 de correspondiente al activo k y evaluado para la última semana del mes p-1. Las horas programadas para el mantenimiento de un activo, incluidas en la programación semanal de mantenimientos considerada por el CND para elaborar los programas de despacho, que no sean utilizadas para dicha actividad, se contarán como horas de
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indisponibilidad del activo. Para las horas no utilizadas, en las que el CND no haya programado generaciones de seguridad, se tomará como indisponibilidad el 50% de ellas. (Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO IV Num. 4.5)
CAPÍTULO 7 INDISPONIBILIDADES EXCLUIDAS ARTÍCULO 4.14.4.7.1. INDISPONIBILIDADES EXCLUIDAS. Para el cálculo de la Indisponibilidad de un activo solamente se excluirán los siguientes Eventos, siempre y cuando se cumplan las reglas que a continuación se establecen: i) Las indisponibilidades programadas debidas a Trabajos de Expansión se excluirán del cálculo de Indisponibilidades si se han cumplido las siguientes reglas: -- El TN deberá informar al CND acerca de la conexión de dichos activos con una anticipación mínima de 90 días calendario. -- Junto con la solicitud, el agente informará al CND sobre los activos requeridos para la incorporación o conexión de los nuevos proyectos al SIN, coordinando con los responsables de los equipos que se requiera desconectar para que estos soliciten las consignaciones necesarias al CND, si se requiere. Para dichas consignaciones se deberán cumplir con los plazos y procedimientos previstos en la regulación vigente para la coordinación de consignaciones en el SIN, y declarar como causa la incorporación de nuevos activos al SIN, indicando el proyecto respectivo. -- El tiempo máximo reconocido sin afectar la Disponibilidad de los activos relacionados, diferentes a los asociados con el proyecto que se incorpora, será igual a los tiempos asociados a las maniobras de conexión del activo al SIN más el tiempo durante el cual el proyecto se encuentre en pruebas antes de su entrada en operación comercial. ii) Indisponibilidades de activos solicitados por el CND, por razones operativas o consideraciones de calidad o confiabilidad del SIN. iii) Indisponibilidades por demoras entre el momento en que el agente declara que tiene disponible su activo y la puesta en operación del mismo ordenada por el CND, cuando se requiera dicha orden. iv) Indisponibilidades originadas en catástrofes naturales, tales como Erosión (Volcánica, Fluvial o Glacial), Terremotos, Maremotos, Huracanes, Ciclones y/o Tornados, y las debidas a actos de terrorismo. Para excluir este tipo de indisponibilidades se deberán aplicar las siguientes reglas: -- El TN afectado por el Evento deberá declarar oficialmente ante el CND la ocurrencia del mismo y será responsable por tal declaración. Asimismo, si se prevé que el Evento tendrá una duración superior a los tres (3) días a partir de su ocurrencia, el agente tendrá que informar a los usuarios finales que puedan resultar afectados dentro de las 48 horas siguientes a la ocurrencia del Evento, a través de cualquier medio de comunicación masivo disponible en la
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región o área afectada que garantice su adecuada difusión. -- El TN afectado por el Evento deberá establecer el plazo para la puesta en operación de los activos afectados, para lo cual deberá entregar al CND y al CNO un cronograma y presentarles los respectivos informes de avance del mismo. Para este caso, el Ingreso Mensual del activo será calculado de acuerdo con lo establecido en el artículo 4.14.4.8.1. v) Las solicitudes de Consignaciones de Emergencia, las modificaciones al programa semestral de consignaciones o los incumplimientos en los tiempos de ejecución de maniobras, originados en los Eventos definidos en el ordinal anterior. vi) Las indisponibilidades debidas a Mantenimientos Mayores que se hayan efectuado con sujeción al procedimiento establecido en el artículo 4.6.1.17 R_CREG_0011_2009 - 18*NO EXISTE EL BOOKMARK de la presente resolución. vii) La ejecución de obras por parte de entidades estatales o las modificaciones a las instalaciones existentes ordenadas en los Planes de Ordenamiento Territorial. (Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO IV Num. 4.6) (Fuente: R CREG 093/12, Art. 7)
CAPÍTULO 8 INGRESO MENSUAL REGULADO ARTÍCULO 4.14.4.8.1. INGRESO MENSUAL REGULADO. Para el cálculo de las compensaciones establecidas en este capítulo el Ingreso Mensual Regulado para un activo k del STN se calculará así:
IMRm,k:
Ingreso Mensual Regulado para remunerar el activo k, durante el mes m.
NUCi:
Cantidad de cada UC reportada por el TN. (Número real).
CUi:
Costo Unitario de cada UC i, de acuerdo con lo establecido en el Capítulo 3 de este Anexo. ($)
URk:
Número de UC que conforman el activo k. (número real).
TR:
Tasa de Retorno para remuneración con la Metodología de Ingreso Regulado.
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VUk:
Vida útil en años, reconocida para el activo k.
PAOMRj,a: Porcentaje de AOM a reconocer calculado de acuerdo con lo establecido en el artículo 4.14.2.4.1. RPPk:
Esta fracción se calcula a partir de la parte del valor de la UC k que no se debe incluir en el cálculo de la tarifa de acuerdo con lo dispuesto en el numeral 87.9 de la Ley 142 de 1994, respecto del valor total de dicha UC.
IPPm-1:
Indice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al mes m-1.
IPP0:
Indice de Precios al Produ
(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO IV Num. 4.7)
CAPÍTULO 9 COMPENSACIONES POR VARIACIÓN EN LAS CARACTERÍSTICAS DE CALIDAD DEL SERVICIO DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL STN QUE EXCEDA O SUPERE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS
SECCIÓN 1 COMPENSACIONES POR INDISPONIBILIDADES QUE EXCEDAN LAS MÁXIMAS HORAS ANUALES DE INDISPONIBILIDAD AJUSTADAS (MHAIA) ARTÍCULO 4.14.4.9.1.1. COMPENSACIONES POR INDISPONIBILIDADES QUE EXCEDAN LAS MÁXIMAS HORAS ANUALES DE INDISPONIBILIDAD AJUSTADAS (MHAIA). Las compensaciones que se aplicarán al TN que represente los activos con horas de indisponibilidad acumuladas (HIDA) que superen las máximas horas anuales de indisponibilidad ajustadas (MHAIA), se calcularán con base en la información obtenida por el CND y conforme a las siguientes fórmulas:
Si para el activo k en el mes m se obtiene que HIDAm,k = MHAIAm,k entonces las Horas de Indisponibilidad que excedan las MHAIA para aplicar la compensación, HCm,k, serán iguales a cero. Por el contrario, si para el activo k en el mes m se obtiene que HIDAm,k > MHAIAm,k entonces las Horas de Indisponibilidad que excedan las MHAIA para aplicar la compensación se calcularán en la siguiente forma:
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La compensación aplicable para cada activo k por exceder las MHAIA se calculará con:
Donde: HIDAm,k:
Horas de Indisponibilidad Acumulada del activo k en un periodo de doce meses que termina en el mes m. (horas).
HIDm,k:
Horas de Indisponibilidad del activo k, durante el mes m. (horas).
HCm,k:
Horas de Indisponibilidad que excedan las MHAIA para aplicar la compensación por el activo k para el mes m. (horas).
MHAIAm,k: Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad Ajustadas del activo k, calculadas para el mes m. (horas). THCm-1,k:
Total de Horas de Indisponibilidad que excedan las MHAIA sobre las que ya se aplicó la Compensación por el activo k en un periodo de once meses que termina en el mes m-1. (horas)
CIMm,k:
Compensación por exceder las MHAIA, del activo k en el mes m. ($).
Hm:
Horas del mes m. (horas).
IMRm,k:
Ingreso Mensual Regulado para remunerar el activo k, durante el mes m, tal como se define en el artículo 4.14.4.8.1. ($).
Para la aplicación de esta metodología, siendo p el mes de inicio de su aplicación, las Horas de Indisponibilidad que excedan las MHAIA para aplicar la compensación en cada mes, en el periodo desde p–11 hasta p-1, HCp–i,k, son iguales a cero y por consiguiente el total de horas compensadas por el activo k en ese mismo periodo, THCp-1,k también es igual a cero. (Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO IV Num. 4.8.1)
SECCIÓN 2 REMUNERACIÓN Y COMPENSACIONES EN CASOS DE INDISPONIBILIDAD DE UN ACTIVO POR CATÁSTROFES NATURALES O ACTOS DE TERRORISMO.
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ARTÍCULO 4.14.4.9.2.1. REMUNERACIÓN Y COMPENSACIONES EN CASOS DE INDISPONIBILIDAD DE UN ACTIVO POR CATÁSTROFES NATURALES O ACTOS DE TERRORISMO.. La remuneración del activo k indisponible por causa de catástrofes naturales o actos de terrorismo no se reducirá durante los primeros seis meses de indisponibilidad, contados a partir de la ocurrencia del Evento. Transcurridos estos seis meses, la indisponibilidad dará lugar a compensaciones. Por tanto, para los casos de indisponibilidades originadas en catástrofes naturales, tales como Erosión (Volcánica, Fluvial o Glacial), Terremotos, Maremotos, Huracanes, Ciclones y/o Tornados, y las debidas a actos de terrorismo, la remuneración del activo k en el mes m, para cada mes mi que este se encuentre indisponible será:
Donde: IMRTm,k:
Remuneración Temporal para el activo k, en el mes m, mientras el activo k esté indisponible por las causas citadas en este numeral. ($)
mi:
Número de meses calendario completos transcurridos a partir de la ocurrencia del Evento, incluido el mes m, durante los cuales el activo k ha estado indisponible. Si al momento de iniciar la aplicación de la metodología establecida en esta resolución, algún activo está indisponible por las causas citadas en este numeral, se asumirá que mi es igual a 1 para el primer mes de aplicación.
IMRm,k:
Ingreso Mensual Re
(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO IV Num. 4.8.2)
SECCIÓN 3 COMPENSACIONES POR ENERGÍA NO SUMINISTRADA O POR DEJAR NO OPERATIVOS OTROS ACTIVOS ARTÍCULO 4.14.4.9.3.1. COMPENSACIONES POR ENERGÍA NO SUMINISTRADA O POR DEJAR NO OPERATIVOS OTROS ACTIVOS. La indisponibilidad de un activo puede dejar otros activos No Operativos, cuando, a pesar de estar disponibles, dichos activos no puedan operar debido a la indisponibilidad del primero. Para determinar el valor de la compensación (CANO) aplicable al TN que represente los activos cuya indisponibilidad ocasione Energía No Suministrada o que otro u otros activos queden no operativos, se utilizará una de las siguientes tres condiciones, según la situación que se presente:
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1. Si para el activo k en el mes m, las Horas de Indisponibilidad Acumulada son menores o iguales que las Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad Ajustadas (HIDAm,k = MHAIAm,k) y durante todas las horas de la indisponibilidad i–ésima de este activo el porcentaje de Energía No Suministrada (PENSh) es inferior al 2%, el valor de la compensación por la indisponibilidad i, será igual a cero. 2. Si para el activo k en el mes m, las Horas de Indisponibilidad Acumulada son mayores que las Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad Ajustadas (HIDAm,k > MHAIAm,k) y, durante todas las horas de la indisponibilidad i-ésima de este activo, el porcentaje de Energía No Suministrada (PENSh) es inferior al 2%, el valor de la compensación por dejar no operativo otro u otros activos r, CANOi,m,k, se calculará de la siguiente forma:
3. Si durante la indisponibilidad i-ésima, del activo k, para alguna de las horas de duración de la indisponibilidad, el porcentaje de Energía No Suministrada (PENSh) es mayor que el 2%, el valor de la compensación, CANOi,m,k, se calculará de la siguiente forma:
Finalmente, la compensación CANO del activo k para cada mes m por Energía No Suministrada o por dejar no operativos otros activos se calculará con la siguiente fórmula:
En las fórmulas de este numeral se utilizarán las siguientes variables: h:
Periodo horario, dentro de las dos primeras horas de la duración de la indisponibilidad i, en el que se presenta la mayor cantidad de Energía No Suministrada.
PENSh:
Porcentaje de la Energía No Suministrada al Sistema Interconectado Nacional, durante la hora h, por causa de la indisponibilidad i-ésima, del activo k. (porcentaje)
CANOi,m,k: Compensación del activo k, por la indisponibilidad i, en el mes m, por Energía No Suministrada o por dejar no operativos otros activos. ($)
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IMRm,r:
Ingreso Mensual Regulado para remunerar el activo r, durante el mes m, tal como se define en el artículo 4.14.4.8.1. ($)
Hi,k:
Duración de la indisponibilidad i-ésima para el activo k. (cantidad de horas aproximadas al segundo decimal)
Hm:
Horas del mes m. (horas)
ENSh:
Energía No Suministrada en la hora h. (kWh)
CROh:
Costo Incremental Operativo de Racionamiento de Energía, definido y calculado por la UPME, correspondiente al escalón donde se encuentre el porcentaje de Energía No Suministrada, durante la hora h. ($/kWh)
CANOm,k:
Compensación del activo k, en el mes m, por Energía No Suministrada o por dejar no operativos otros activos. ($)
nr:
Número de activos que quedaron no operativos por causa de la indisponibilidad del activo k.
ni:
Número de indisponibilidad
(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO IV Num. 4.8.3)
ARTÍCULO 4.14.4.9.3.2. DETERMINACIÓN DE LA ENERGÍA NO SUMINISTRADA. El CND estimará la Energía No Suministrada (ENS) para cada periodo horario h mientras persista una indisponibilidad y estimará el porcentaje (PENSh) que esta energía representa frente a la predicción horaria de demanda para el Despacho Económico que estima el CND de acuerdo con lo establecido en el numeral 3.1 del Código de Operación que hace parte del Código de Redes. Cuando el PENSh sea superior al 2% el CND enviará el respectivo informe a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios quien determinará si se presentó Energía No Suministrada y el agente al que se le atribuye dicho evento. En el mes siguiente a la fecha en que quede en firme el acto administrativo de la Superintendencia de Servicios Públicos, en que se identifique el TN al que se le atribuye el Evento que causó la Energía No Suministrada, si la hay, se aplicará la Compensación de que trata este numeral, con el valor de energía determinado por el CND o el que se haya demostrado durante el proceso que adelante la SSPD. (Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO IV Num. 4.8.3.1)
ARTÍCULO 4.14.4.9.3.3. TRANSICIÓN PARA ADECUACIÓN DEL SISTEMA. Los TN deberán identificar e informar al LAC y a la UPME las áreas del STN que puedan quedar sin servicio por una contingencia simple, indisponibilidad de un elemento del STN a la vez. A partir de la fecha en que se reciba esta información en el LAC, no se aplicará para estas áreas la compensación por Energía No Suministrada.
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La UPME y los TN podrán identificar proyectos que sirvan para mejorar la confiabilidad en estas áreas y en caso de que su ejecución sea recomendada en el Plan de Expansión se comenzará a aplicar la compensación por Energía No Suministrada una vez se hayan puesto en operación comercial dichos proyectos. (Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO IV Num. 4.8.3.2)
CAPÍTULO 10 VALOR MENSUAL DE LA COMPENSACIÓN ARTÍCULO 4.14.4.10.1. VALOR MENSUAL DE LA COMPENSACIÓN. El LAC calculará mensualmente el valor de la Compensación que se descontará del Ingreso Mensual Regulado de cada TN j, tal como se establece a continuación:
Donde: VCMj,m:
Suma de los valores que debe compensar el TN j por exceder o superar los límites de las características de calidad establecidos en este Capítulo, en el mes m.
CIMm,k:
Compensación por exceder las MHAIA, del activo k en el mes m. ($)
PUj,k:
Porcentaje remunerado al TN j mediante cargos por uso del activo k. (porcentaje)
IMRm,k:
Ingreso Mensual Regulado para remunerar el activo k, durante el mes m, tal como se define en el artículo 4.14.4.8.1. ($)
IMRTm,k:
Remuneración Temporal para el activo k, durante el mes m, tal como se define en el artículo 4.14.4.8.1. ($)
CANOi,m,k:
Compensación del activo k, por la indisponibilidad i, en el mes m, por Energía No Suministrada o por dejar no operativos otros activos. ($)
CANOPm-1: Valor de la compensación por Energía No Suministrada o por dejar no operativos otros activos que quedó pendiente por descontar en el mes m–1. aj:
Número de activos d
(Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO IV Num. 4.9)
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CAPÍTULO 11 LÍMITE DE LOS VALORES DE LAS COMPENSACIONES ARTÍCULO 4.14.4.11.1. LÍMITE DE LOS VALORES DE LAS COMPENSACIONES. El LAC deberá tener en cuenta que el valor total a reducir en el mes m por concepto de Compensaciones por Energía No Suministrada o por dejar no operativos otros activos, no podrá superar el 60% de la suma de los ingresos antes de Compensaciones. Si el valor a descontar fuere mayor a dicho porcentaje, el saldo pendiente por descontar se deducirá durante los siguientes meses verificando que no se supere el tope del 60%. El valor de las Compensaciones en un año calendario por este concepto, para cada TN j, estará limitado a un valor equivalente al 10% de los ingresos estimados por el LAC para el mismo TN en ese año. El valor acumulado en doce meses de las compensaciones por indisponibilidades relacionadas con el incumplimiento de MHAIA, artículo 4.14.4.9.1.1, no deberá superar el 20% del acumulado para los mismos doce meses del ingreso mensual regulado estimado para un TN. Con el objeto de verificar este límite, el LAC calculará mensualmente para cada TN las siguientes variables:
Siendo: IARTj.m:
Ingreso Anual Regulado para el TN j, acumulado hasta el mes m. ($)
IMRm,k:
Ingreso Mensual Regulado para remunerar el activo k, durante el mes m, tal como se define en el artículo 4.14.4.8.1. ($)
CAIMTj,m:
Acumulado durante los últimos doce meses de las Compensaciones originadas en Incumplimiento de las MHAIA para el TN j, calculado hasta el mes m. ($)
CIMm,k:
Compensación por Incumplimiento de las MHAIA, del activo k en el mes m. ($)
n:
Mínimo entre 12 y el número de meses completos de operación comercial del activo k, incluido el mes m.
aj:
Número de activos del TN j.
Si para un mes m se obtiene que CAIMTj,m > 0,2 * IARTj,m el LAC liquidará al TN j, en el mes m y en los meses siguientes mientras se cumpla esta condición, un valor equivalente a mínimo el 80% del Ingreso Mensual del TN j antes de descontar el Valor Mensual a Compensar (IMTj,m+VMCj,m), y, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 59 de la Ley 142 de 1994, la
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SSPD lo podrá considerar como causal de toma de posesión por no prestar el servicio con la calidad debida. (Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO IV Num. 4.10)
CAPÍTULO 12 POR LA CUAL SE MODIFICAN TEMPORALMENTE ALGUNOS ASPECTOS DE LAS RESOLUCIONES CREG QUE REGULAN LA CALIDAD DEL SERVICIO Y EL SUMINISTRO DE INFORMACIÓN, CON MOTIVO DEL EVENTO OCURRIDO EN EL MUNICIPIO DE MOCOA, DEPARTAMENTO DEL PUTUMAYO, EL 31 DE MARZO DE 2017 ARTÍCULO 4.14.4.12.1. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Lo dispuesto en esta resolución aplica a los agentes que hacen parte del Sistema de Transmisión Nacional (STN), de los Sistemas de Transmisión Regional (STR), y de los Sistemas de Distribución Local (SDL), responsables de activos que estén siendo remunerados mediante cargos por uso y que hayan resultado afectados por el evento sucedido en el municipio de Mocoa, departamento del Putumayo, el 31 de marzo de 2017. Para los efectos de esta resolución se hace mención a los activos afectados en cada uno de los sistemas mencionados. (Fuente: R CREG 141/17, Art. 1)
ARTÍCULO 4.14.4.12.2. APLICACIÓN TEMPORAL DEL ARTÍCULO 4.14.4.9.2.1 DE LA PRESENTE RESOLUCIÓN. Para los activos afectados en el STN, identificados en el artículo 4.14.4.12.1, hasta el 30 de septiembre de 2020, a cambio de lo previsto en el artículo 4.14.4.9.2.1 de la presente resolución, o aquella que la modifique o sustituya, se aplicará lo siguiente: Remuneración y Compensaciones en casos de indisponibilidad de un activo por catástrofes naturales La remuneración del activo k, indisponible por causa de catástrofes naturales, no se reducirá durante los primeros treinta y seis meses de indisponibilidad, contados a partir de la ocurrencia del Evento. Transcurrido este plazo, la indisponibilidad dará lugar a compensaciones. Por tanto, para los casos de indisponibilidades originadas en la catástrofe natural ocurrida el 31 de marzo de 2017, en el municipio de Mocoa, departamento del Putumayo, la remuneración del activo k, en el mes m, para cada mes mi que este se encuentre indisponible será:
Donde: IMRTm,k: Remuneración Temporal para el activo k, en el mes m, mientras el activo k esté indisponible por las causas citadas en este numeral. ($)
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mi: Número de meses calendario completos transcurridos a partir de la ocurrencia del Evento, incluido el mes m, durante los cuales el activo k ha estado indisponible. IMRm,k: Ingreso Mensual Regulado para remunerar el activo k, durante el mes m, tal como se define en el artículo 4.14.4.8.1 de la presente resolución. ($) (Fuente: R CREG 141/17, Art. 2)
ARTÍCULO 4.14.4.12.3. APLICACIÓN TEMPORAL DEL ARTÍCULO 5.14.11.2.8.1 DE LA PRESENTE RESOLUCIÓN. Para los activos afectados en el STR, identificados en el artículo 4.14.4.12.1, hasta el 30 de septiembre de 2020, a cambio de lo previsto en el 5.14.11.2.8.1 de esta resolución, o aquella que la modifique o sustituya, se aplicará lo siguiente: Remuneración en algunos casos de indisponibilidad La remuneración del activo u, indisponible por causa de catástrofes naturales, no se reducirá durante los primeros treinta y seis meses de indisponibilidad, contados a partir de la ocurrencia del Evento. Transcurrido este plazo, la indisponibilidad dará lugar a compensaciones. Por tanto, para los casos de indisponibilidades originadas en la catástrofe natural ocurrida el 31 de marzo de 2017 en el municipio de Mocoa, departamento del Putumayo, la remuneración del activo u, en el mes m, para cada mes mi que este se encuentre indisponible será:
Donde: IMRTm,u: Remuneración Mensual Temporal para el activo u, en el mes m, mientras el activo u esté indisponible por las causas citadas en este numeral. mi: Número de meses calendario completos transcurridos a partir de la ocurrencia del Evento, incluido el mes m, durante los cuales el activo u, ha estado indisponible. IMRm,u: Ingreso Mensual Regulado para remunerar el activo u, durante el mes m, tal como se define en el artículo 5.14.11.2.7.1 de esta resolución. (Fuente: R CREG 141/17, Art. 3)
ARTÍCULO 4.14.4.12.4. REPORTE CALIDAD DEL SERVICIO EN EL SDL. Hasta el mes de septiembre de 2018, los eventos programados para la reparación, reconstrucción o remodelación de los activos afectados en el SDL pueden ser excluidos del cálculo de los indicadores de calidad que se encuentren aplicando el OR, siempre que la información de duración y frecuencia correspondiente a estos eventos, que es utilizada para su reporte de calidad de activos al SUI, haya sido clasificada en el campo “trabajo en subestaciones remodelación y reposición” contenido en los Formatos 4 y 5 de la Resolución SSPD – 20102400008055, o la que la modifique o sustituya. (Fuente: R CREG 141/17, Art. 4)
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ARTÍCULO 4.14.4.12.5. REPORTE CALIDAD DE LA POTENCIA ELÉCTRICA. Los OR que dentro de sus activos afectados tengan los necesarios para realizar el reporte de valores de indicadores de los que trata el artículo 6o. de la Resolución CREG 024 de 2005 , estarán exceptuados de la obligación de realizar este reporte hasta el mes de septiembre del año 2018. (Fuente: R CREG 141/17, Art. 5)
ARTÍCULO 4.14.4.12.6. INFORMES. Los agentes interesados en que algunos de sus activos afectados les sea aplicable lo previsto en esta resolución deben entregar a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a la CREG, durante el mes siguiente a la entrada en vigencia de esta resolución, lo siguiente: – inventario de activos afectados en el STN y en el STR, – inventario de unidades constructivas o de activos afectados en el SDL, – cronograma de restauración de activos. Durante el mismo plazo mencionado en el párrafo anterior, los agentes con activos afectados en el STN, o en el STR, deberán reportar al LAC el inventario de estos activos. Siete meses después de la entrada en vigencia de la presente resolución, y cada seis meses posteriores, los agentes con activos afectados entregarán a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a la CREG un informe con el detalle del avance del programa de restauración. (Fuente: R CREG 141/17, Art. 6)
TÍTULO 5 CONTENIDO DE LA SOLICITUD (ANEXO GENERAL CAPÍTULO V) ARTÍCULO 4.14.5.1. CAPITULO V. CONTENIDO DE LA SOLICITUD. En la solicitud escrita que se formule a la CREG para la aprobación del inventario de activos, el TN deberá incluir como mínimo: -- Inventario con los activos que se encuentran en operación, clasificados por Unidad Constructiva reportados en el aplicativo que para el efecto diseñe la CREG. La CREG podrá verificar la calidad de la información reportada por los TN, conforme se disponga en la respectiva actuación que adelante para aprobar el inventario y los valores anuales de servidumbre y AOM. -- Valor anual pagado por concepto de servidumbre para todas las líneas. -- El área (m2) y el valor catastral (en pesos de diciembre de 2008) del terreno donde está ubicada cada subestación. -- Porcentaje de representación ante el LAC de cada activo.
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-- Para los proyectos de expansión que han sido ejecutados como resultado de procesos de selección regulados por la CREG, el inventario de las UC que componen dicho proyecto. De no existir la correspondiente UC se asociará con aquella más parecida. -- Ingresos por la explotación de los activos remunerados mediante cargos por uso en actividades distintas a la de transmisión de energía eléctrica, durante el año que finaliza el 31 de diciembre anterior a la fecha de reporte del inventario. -- Para cada uno de los activos reportados deberá indicarse el valor de la variable RPP, como está definida en el numeral 1.1 de este Anexo , especificando la entidad de donde provinieron los recursos. -- La información de AOM utilizada para el cálculo del AOM gastado (AOMGj,01-07) y del AOM remunerado (AOMRj,08). -- La siguiente manifestación e información firmada por el representante legal: “Que hemos aplicado la metodología de que trata la Parte 4.6, obteniendo los siguientes resultados de AOM para (Nombre empresa):
Valores para el cálculo de AOM
Pesos de Diciembre de 2008
Valor anual del AOM gastado (AOMGj,01-07) Valor anual del AOM remunerado (AOMRj,08) Costo de Reposición del Activo Eléctrico del TN, para el año 2008 (CRE) Porcentajes de AOM Porcentaje de AOM gastado (PAOMGj,01-07) Porcentaje de AOM remunerado (PAOMRj,08) Porcentaje de AOM de Referencia (PAOMj,ref)
(%)
Que con la firma de este documento ratifico que la información de nuestra empresa ingresada a través de la web de la Comisión, corresponde a nuestro inventario en el STN. Se anexa un documento que contiene toda la información necesaria, en los términos de esta resolución, para la aprobación del inventario de activos junto con los soportes que respaldan los resultados presentados. Así mismo se adjunta el plano impreso del diagrama unifilar de los activos que representa la empresa en el STN y ratifico que estos planos fueron ingresados a través de la página web de la comisión en el lugar dispuesto para tal fin en formato '.dwg'.” (Fuente: R CREG 011/09, ANEXO GENERAL CAPÍTULO V)
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TÍTULO 6 POR EL CUAL SE APRUEBA LA REMUNERACIÓN DE LOS ACTIVOS QUE CONFORMAN LA VARIANTE DE LÍNEA ENTRE LA SUBESTACIÓN GUATAPÉ Y LA LÍNEA SAN CARLOS - ANCÓN SUR DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL ARTÍCULO 4.14.6.1. OBJETO. Aprobar a Interconexión Eléctrica S.A., la remuneración de una variante de línea de 230 kV a doble circuito, de 13.2 km, entre la Subestación Guatapé y la línea San Carlos – Ancón Sur, la cual estará conformada por las siguientes unidades constructivas, de conformidad con la clasificación establecida en la Resolución CREG-026 de 1999 : Unidad Constructiva
Cantidad
Línea 230 kV, 2C, Nivel 2 Bahía Línea Barra Doble + By-pass
13.2 km 2 bahías
(Fuente: R CREG 147/01, Art. 1)
ARTÍCULO 4.14.6.2. El Ingreso Anual que percibirá Interconexión Eléctrica S.A., a partir de la entrada en Operación Comercial del proyecto, será el siguiente: Línea: a. Primer, segundo y tercer año: Ingreso Anual = $ 2,432,646,309.4 ($ Colombianos de septiembre de 2001) Este Ingreso remunera los costos de inversión y los gastos de administración, operación y mantenimiento de las respectivas unidades constructivas. b. A partir del cuarto año y siempre que la línea esté en operación comercial: Ingreso Anual = $ 138,279,038.9 ($ Colombianos de septiembre de 2001) Este Ingreso remunera los gastos de administración, operación y mantenimiento de las respectivas unidades constructivas. Bahías de Línea: Mientras la subestación se encuentre en operación comercial en relación con el proyecto mencionado en el presente Artículo: Ingreso Anual = $ 672,162,438.8 ($ Colombianos de septiembre de 2001) Este Ingreso remunera los costos de inversión y los gastos de administración, operación y mantenimiento de las respectivas unidades constructivas.
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En el evento en que el proyecto entre en operación comercial con anterioridad a la fecha prevista en el parágrafo 1o, en todo caso el Ingreso Anual se reconocerá a partir de la fecha prevista en este Artículo para la entrada en operación comercial. PARÁGRAFO 1o. El proyecto entrará en operación comercial el primer día del sexto mes contado a partir de la entrada en vigencia de la presente Resolución. PARÁGRAFO 2o. Para efectos de la liquidación y pago mensual del Ingreso correspondiente, el Ingreso Anual se dividirá entre 12 y se actualizará con el Índice de Precios al Productor Total Nacional (IPP) a la fecha respectiva. PARÁGRAFO 3o. A partir de la fecha de entrada en operación comercial prevista en el Parágrafo 1o., durante los tres (3) años siguientes, y a partir del cuarto (4o.) año durante los períodos en que se solicite la misma, al proyecto de que trata esta Resolución le aplicarán las normas sobre calidad que rijan para el servicio de Transporte de Energía Eléctrica en el STN. PARÁGRAFO 4o. Una vez cumplidos los tres (3) años siguientes a la entrada en operación comercial del proyecto, de no presentarse los hechos que originaron la necesidad de construir el mismo, el Centro Nacional de Despacho podrá solicitar a Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. la suspensión de la operación comercial de los activos que lo conforman. Con posterioridad a la suspensión mencionada, el Centro Nacional de Despacho podrá solicitar al transportador que ponga nuevamente en operación comercial el proyecto, cuando las condiciones de operación del STN así lo exijan para garantizar la confiabilidad y seguridad en la operación de éste. Esta solicitud, se deberá realizar mediante comunicación escrita dirigida al representante legal del transportador con mínimo un (1) mes de anticipación a la fecha prevista para la entrada en operación. (Fuente: R CREG 147/01, Art. 2)
ARTÍCULO 4.14.6.3. El Ingreso Anual requerido por el proyecto señalado en el Artículo 1o. de la presente Resolución, será asignado por el Liquidador y Administrador de Cuentas -LAC-, a todos los comercializadores del Sistema Interconectado Nacional, a prorrata de su demanda y a todos los enlaces internacionales a prorrata de la cantidad de electricidad exportada por cada uno de estos. Los valores asignados al Comercializador, por concepto de remuneración del proyecto mencionado en el artículo 1o de la presente resolución , serán considerados por este como parte de la variable CRS: "Costo Restricciones y Servicios Complementarios asignados al comercializador, sin incluir penalizaciones", en los Costos Adicionales del Mercado Mayorista Oa, que hacen parte de la fórmula para el cálculo del Costo Unitario de Prestación del Servicio, de que trata el numeral 2 del Anexo Número Uno, de la Resolución CREG-031 de 1997. (Fuente: R CREG 147/01, Art. 3)
ARTÍCULO 4.14.6.4. LIQUIDACIÓN DE CARGOS CORRESPONDIENTES A LA VARIANTE
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DE LÍNEA ENTRE LA SUBESTACIÓN GUATAPÉ Y LA LÍNEA SAN CARLOS – ANCÓN SUR. La liquidación de los cargos por uso correspondientes a la variante de línea entre la subestación Guatapé y la línea San Carlos – Ancón Sur, se hará aplicando las disposiciones establecidas mediante el Título 4.14.6 o aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan. (Fuente: R CREG 008/03, Art. 11)
LIBRO 5 REGLAMENTO DE OPERACIÓN - COMPONENTE DISTRIBUCIÓN Y METODOLOGÍA TARIFARIA (descripción no original)
PARTE 1 POR LA CUAL SE ESTABLECE EL REGLAMENTO DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA, COMO PARTE DEL REGLAMENTO DE OPERACIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL
TÍTULO 1 ADOPCIÓN ARTÍCULO 5.1.1.1. Adoptar el Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica contenido en el Anexo General de la presente Resolución, como parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional. (Fuente: R CREG 070/98, Art. 1A)
TÍTULO 2 REGLAMENTO DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA (ANEXO GENERAL)
CAPÍTULO 1 INTRODUCCIÓN ARTÍCULO 5.1.2.1.1. INTRODUCCIÓN. El presente Reglamento de Distribución regula la actividad de Transmisión Regional y/o Distribución Local de Energía Eléctrica, con base en los principios relacionados con la eficiencia, calidad y neutralidad, en cumplimiento del Artículo 23 de la Ley 143 de 1994. De esta manera, aquí se definen y hacen operativos los criterios técnicos de calidad, confiabilidad y seguridad del servicio de energía eléctrica, se establecen procedimientos para la planeación, operación y expansión de los Sistemas de Transmisión Regional (STR's) y los Sistemas de Distribución Local (SDL's), y se definen normas para el diseño y ejecución del plan de inversiones y conexiones al sistema, entre otros. Adicionalmente, se definen y establecen criterios y procedimientos para la medición de los consumos, para la prestación del servicio de Alumbrado Público y para las remuneraciones asociadas con la propiedad de
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activos. Cuando quiera que en la presente Resolución se haga referencia a la palabra Reglamento, o Resolución, se entenderá que se refiere a la misma palabra. Esta Resolución hace parte integral del Reglamento de Operación y complementa el Código de Redes, en lo pertinente a la actividad de Transmisión Regional y/o Distribución Local. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL - INTRODUCCIÓN)
CAPÍTULO 2 PRINCIPIOS Y ÁMBITO DE APLICACIÓN DEL REGLAMENTO ARTÍCULO 5.1.2.2.1. PRINCIPIOS Y ALCANCE DEL REGLAMENTO. El Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica se desarrolla con base en los principios de eficiencia, calidad y neutralidad de la prestación del servicio de Energía Eléctrica establecidos por las Leyes 142 y 143 de 1994. En cumplimiento de tales principios, la presente Resolución establece criterios para la planeación, expansión y operación de los STR's y/o SDL's y determina los procedimientos que definen las relaciones entre los diferentes Usuarios de tales Sistemas y sus correspondientes operadores. Dicha reglamentación se orienta a: - Establecer criterios y procedimientos para la planeación, la expansión, la operación y el mantenimiento de los STR's y/o SDL's, de acuerdo con los diferentes niveles de tensión existentes en el país. - Establecer los principios y procedimientos que definen las relaciones entre los diferentes Usuarios de los STR's y/o SDL's y sus correspondientes operadores. - Definir criterios para el planeamiento y operación eficiente de los STR's y/o SDL's que faciliten la competencia en la Generación y Comercialización de electricidad. - Establecer criterios para el diseño y ejecución del plan de inversiones de los OR's, con el fin de garantizar la confiabilidad, seguridad y economía de los STR's y/o SDL's. - Establecer criterios y procedimientos para la ejecución y operación de las conexiones de los Usuarios de los STR's y/o SDL's. - Establecer los criterios de calidad de la potencia y del servicio suministrado por los diferentes OR's, con el propósito de dar garantías mínimas en estos aspectos a los Usuarios conectados al STR y/o SDL del OR respectivo. - Definir criterios generales relacionados con la medición de los consumos de energía eléctrica. - Establecer las características técnicas de la prestación del servicio de Alumbrado Público. - Definir criterios y remuneraciones para la propiedad de activos. Además, este Reglamento contiene otras disposiciones para la coordinación operativa, así
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como los procedimientos para hacer las modificaciones que se deriven de la experiencia y aplicación de estas mismas reglas. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 2.1)
ARTÍCULO 5.1.2.2.2. ÁMBITO DE APLICACIÓN DEL REGLAMENTO. El Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica se aplica a: - Operadores de Red (OR's) en los STR's y/o SDL's. - Comercializadores y Usuarios de los STR's y/o SDL's. - Generadores, Plantas Menores, directamente a los STR's y/o SDL's.
Cogeneradores
y
Autogeneradores
conectados
- Responsables del servicio de Alumbrado Público. El presente Reglamento se entiende que se aplica, cuando quiera que en las resoluciones expedidas por la CREG se refiera a "Código de Distribución". De la misma manera, en el presente Reglamento se aplicarán los principios de carácter constitucional, especialmente aquellos que se determinan en el artículo 365 y sucesivos de la Constitución Nacional, así como la disposiciones legales establecidas en las Leyes 142 y 143 de 1994 y demás normas que las reglamenten, modifiquen o sustituyan. Las normas técnicas nacionales o en su defecto las internacionales que regulan los aspectos contenidos en esta Resolución, primarán sobre las normas internas de las empresas y serán de obligatorio cumplimiento como norma mínima. En caso que las normas específicas expuestas en este Reglamento cambien, se utilizarán aquellas que las modifiquen, sustituyan o complementen. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 2.2)
CAPÍTULO 3 PLAN DE EXPANSIÓN
SECCIÓN 1 OBJETIVO ARTÍCULO 5.1.2.3.1.1. OBJETIVO. siguientes:
Los objetivos básicos de este capítulo son los
- Fijar los criterios para asegurar la expansión y los niveles de cobertura de los STR's y/o SDL's. - Establecer las obligaciones de los Operadores de Red (OR's), en lo relacionado con la expansión eficiente, económica y confiable de los STR's y/o SDL's. - Precisar el alcance de las competencias de la Nación y las demás entidades territoriales, para celebrar contratos de concesión, en aquellos eventos en los cuales el OR no esté obligado a ejecutar la expansión de la red y la ampliación de la cobertura.
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- Definir los procedimientos para el intercambio de información entre los OR's y entre estos y los Usuarios. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 3.1)
SECCIÓN 2 RESPONSABILIDAD POR LA EXPANSIÓN DE LOS STR'S O SDL'S ARTÍCULO 5.1.2.3.2.1. NIVELES DE COBERTURA Y PLANEACIÓN DE LA EXPANSIÓN DE LOS STR'S Y/O SDL'S. De acuerdo con el Artículo 67.2 de la Ley 142 de 1994, le compete al Ministerio de Minas y Energía elaborar máximo cada cinco años un plan de expansión de la cobertura del servicio público de energía eléctrica, en el que se determinen las inversiones públicas que deben realizarse, y las privadas que deben estimularse. De igual manera, con base en el numeral f del Artículo 3 de la Ley 143 de 1994, le corresponde al Estado alcanzar una cobertura en los servicios de electricidad a las diferentes regiones y sectores del país, que garantice la satisfacción de las necesidades básicas de los usuarios de los estratos 1, 2 y 3 y los de menores recursos del área rural, a través de los diversos agentes públicos y privados que presten el servicio. En desarrollo del Artículo 18 de la Ley 143 y teniendo en cuenta lo establecido en el Literal c del Artículo 16 de la misma Ley, le corresponde a la UPME elaborar y actualizar el Plan Energético Nacional y el Plan de Expansión del sector eléctrico en concordancia con el proyecto del Plan Nacional de Desarrollo. En el caso de los STR's y/o SDL's, el Plan de Expansión definido por la UPME deberá incorporar como criterio los niveles de cobertura previstos en el Plan Nacional de Desarrollo. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 3.2.1)
ARTÍCULO 5.1.2.3.2.2. RESPONSABILIDAD DEL OR EN LA PLANEACIÓN DE SU SISTEMA. El OR es responsable de elaborar el Plan de Expansión del Sistema que opera, de acuerdo con el Plan Estratégico, el Plan de Acción y el Plan Financiero de que trata la Resolución CREG 005 de 1996 . El Plan de Expansión del OR deberá incluir todos los proyectos que requiera su Sistema, considerando solicitudes efectuadas por terceros y que sean viables en el contexto de su Plan Financiero. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 3.2.2)
ARTÍCULO 5.1.2.3.2.3. RESPONSABILIDAD POR LA EJECUCIÓN DE PROYECTOS INCLUIDOS EN EL PLAN DE EXPANSIÓN DEL OR. El OR es el responsable por la ejecución del Plan de Expansión de la red que opera, definido de acuerdo con lo establecido en el numeral anterior, en relación con la construcción de nuevas líneas, subestaciones y equipos que tengan carácter de uso general. Si el OR incumple con la ejecución de un proyecto previsto en su Plan de Inversión (Ver Artículo
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2o de la Resolución CREG 005 de 1996 ), el proyecto correspondiente podrá ser desarrollado por el Usuario interesado o por un tercero, de acuerdo con lo establecido en el Capítulo 9 de la presente Resolución. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 3.2.3)
ARTÍCULO 5.1.2.3.2.4. RESPONSABILIDAD POR LA EJECUCIÓN DE PROYECTOS INCLUIDOS EN EL PLAN DE EXPANSIÓN DE LOS STR'S Y/O SDL'S, PERO NO INCLUIDOS EN LOS PLANES DE EXPANSIÓN DE LOS OR'S. En caso de que los Planes de Expansión de los OR's, no satisfagan los niveles de cobertura definidos por la UPME para los distintos STR's y/o SDL's, pero exista algún tercero dispuesto a asumir la prestación de este servicio, éste podrá ejecutar las obras correspondientes que serán remuneradas de conformidad con lo dispuesto en el Capítulo 9 de la presente Resolución. Del mismo modo, en caso de que los Planes de Expansión de los OR's, no satisfagan los niveles de cobertura definidos por la UPME para los distintos STR's y/o SDL's y sólo en aquellos eventos en los cuales como resultado de la libre iniciativa de los distintos agentes económicos, no exista algún tercero dispuesto a asumir la prestación de este servicio, se dará cumplimiento a lo dispuesto en el Artículo 56 de la Ley 143 de 1994, relacionado con contratos de concesión. Así mismo y de acuerdo con el Artículo 57 de esta Ley, las competencias para otorgar los contratos de concesión mencionados serán las siguientes: - En el caso de redes de transmisión entre regiones (STR's), le corresponde al Departamento. - En el caso de redes de distribución de electricidad (SDL's), le corresponde al Municipio. La CREG en resolución aparte, precisará el alcance de las competencias señaladas. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 3.2.4)
SECCIÓN 3 CRITERIOS PARA DESARROLLAR LA PLANEACIÓN DE LA EXPANSIÓN DE LOS OR'S ARTÍCULO 5.1.2.3.3.1. CRITERIOS PARA DESARROLLAR LA PLANEACIÓN DE LA EXPANSIÓN DE LOS OR'S. En cumplimiento de los principios establecidos en el presente Reglamento de Distribución, la planeación debe ser desarrollada con base en los siguientes criterios: - Atención de la Demanda. La planeación de la expansión deberá estar soportada en proyecciones de demanda cuya estimación se efectuará utilizando modelos técnicoeconómicos disponibles para tal efecto. - Adaptabilidad. Los Planes de Expansión deberán incorporar los avances de la ciencia y de la tecnología que aporten mayor calidad y eficiencia en la prestación del servicio al menor costo económico. - Flexibilidad del Plan de Expansión. El Plan de Expansión de un OR, en su ejecución, puede
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experimentar modificaciones. El OR podrá incluir obras no previstas y excluir aquellas que por la dinámica de la demanda, puedan ser pospuestas o eliminadas del Plan inicialmente aprobado por la UPME. - Viabilidad Ambiental. Los Planes de Expansión deben cumplir con la normatividad ambiental vigente. - Normas y Permisos. Las obras de expansión requeridas deben cumplir con las normas pertinentes previstas por las autoridades competentes y obtener los permisos correspondientes. - Eficiencia Económica. Los Planes de Expansión e inversiones deberán considerar la minimización de costos. - Calidad y Continuidad en el Suministro. Los planes de inversión deberán asegurar los indicadores de calidad que reglamenta la presente Resolución y garantizar la continuidad del servicio mediante proyectos de suplencia, ampliación, automatización de la operación, modernización e inventario de repuestos, entre otros. - Coordinación con el SIN. Teniendo en cuenta que la operación y expansión de los STR's y/o SDL's deben ser coordinadas con el resto del Sistema Interconectado Nacional, el OR deberá planear su Sistema considerando los planes de expansión en transmisión y generación elaborados anualmente por la UPME. Para el cumplimiento de los criterios definidos, el OR deberá mantener información técnica actualizada sobre el Sistema que opera. Los elementos requeridos como información básica se relacionan en los numerales 1.1 y 1.2 del Anexo RD-1 de la presente Resolución. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 3.3)
SECCIÓN 4 PROCEDIMIENTOS Y METODOLOGÍAS ARTÍCULO 5.1.2.3.4.1. HORIZONTES DE PLANEACIÓN. Cada OR debe utilizar los siguientes horizontes de planeación, en los cuales se establece la información requerida y el alcance para realizar las proyecciones de demanda y el Plan de Expansión correspondiente: - Corto plazo: un (1) año. Es un período de carácter operativo, durante el cual el OR simula la operación y el funcionamiento de su Sistema y además realiza el ajuste de las alternativas de expansión planteadas. - Mediano plazo: cinco (5) años. Es un período de carácter decisorio, donde el OR determina las obras necesarias para atender la expansión y crecimiento de la demanda en este lapso. - Largo plazo: diez (10) años.
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Es un período de carácter estratégico, en el cual el OR determina en forma global la expansión de su Sistema, según las tendencias de crecimiento de la demanda de sus Usuarios. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 3.4.1)
ARTÍCULO 5.1.2.3.4.2. IDENTIFICACIÓN Y SELECCIÓN DE ALTERNATIVAS. Para definir el Plan de Expansión, el OR deberá considerar varias alternativas siguiendo lineamientos técnicos y económicos que le permitan jerarquizarlas dentro del proceso de selección. La selección del Plan deberá estar basada en evaluaciones técnicas, económicas y financiera. La alternativa seleccionada deberá ser la de mínimo costo, incluyendo inversiones, costos de operación y mantenimiento y pérdidas, y deberá ser la alternativa que cumpla con la calidad del servicio definida para el Sistema. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 3.4.2)
ARTÍCULO 5.1.2.3.4.3. INVENTARIOS Y COSTOS. El OR debe mantener actualizado los inventarios de los activos de su Sistema. Así mismo, deberá mantener un registro actualizado de los costos unitarios de sus inversiones. Toda esta información deberá estar disponible para ser suministrada a la CREG cuando ésta lo requiera. Así mismo, la CREG podrá solicitar información adicional. Los OR's deberán llevar un registro claro y preciso del trazado de las Redes de sus Sistemas, utilizando preferiblemente planos digitalizados. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 3.4.3)
ARTÍCULO 5.1.2.3.4.4. DIVULGACIÓN DEL PLAN DE EXPANSIÓN. Los Usuarios tienen derecho a conocer los Planes de Expansión de los Sistemas de los OR's. Para tal efecto el OR deberá tener disponible esta información para quien la requiera. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 3.4.4)
CAPÍTULO 4 CONDICIONES DE CONEXIÓN
SECCIÓN 1 OBJETIVO ARTÍCULO 5.1.2.4.1.1. OBJETIVO. siguientes:
Los objetivos básicos del presente capítulo son los
- Proporcionar un conjunto de requisitos técnicos mínimos y de procedimientos para la planeación, diseño, construcción y puesta en servicio de las conexiones a la red, aplicable tanto a Usuarios existentes como futuros. - Garantizar que las normas básicas para conexión a un STR y/o SDL sean las mismas para
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todos los Usuarios dentro del área de servicio del respectivo OR y para todos los OR's del país. - Asegurar que todos los OR's y los Usuarios cumplan con las obligaciones, según lo dispuesto en este Reglamento y demás normas complementarias. - Establecer las obligaciones del OR y de los Usuarios, para ejecutar los estudios necesarios con relación a las modificaciones y refuerzos requeridos para una nueva conexión, para modificar una existente y para suscribir contratos de conexión. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 4.1)
SECCIÓN 2 CRITERIOS TÉCNICOS DE DISEÑO ARTÍCULO 5.1.2.4.2.1. CRITERIOS TÉCNICOS DE DISEÑO. Las normas técnicas exigidas por los OR's a sus Usuarios, no podrán contravenir las normas técnicas nacionales vigentes o en su defecto las normas técnicas internacionales. Así mismo, los OR's no podrán discriminar o exceptuar a ningún Usuario en el cumplimiento de dichas normas. A continuación se fijan los principios y las normas que deben ser aplicados en el diseño de los STR's y/o SDL's por parte de los OR's y Usuarios, para su óptimo funcionamiento. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 4.2)
ARTÍCULO 5.1.2.4.2.2. OBRAS DE INFRAESTRUCTURA. El diseño de las obras civiles de infraestructura se deberá realizar bajo los criterios y las normas establecidas por las autoridades competentes. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 4.2.1)
ARTÍCULO 5.1.2.4.2.3. DISTORSIÓN DE LAS ONDAS. Para limitar los efectos de las distorsiones en la forma de las ondas de tensión y de corriente de los STR's y/o SDL's, el contenido de armónicos de los equipos de los Usuarios conectadas en los niveles de tensión I, II, III y IV deberán cumplir con lo establecido en la Norma IEEE 519/92 o aquella que la modifique o sustituya. Las normas técnicas nacionales o en su defecto las internacionales que regulan esta materia, primarán sobre las normas internas de las empresas y serán de obligatorio cumplimiento como norma mínima. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 4.2.2)
ARTÍCULO 5.1.2.4.2.4. NIVELES DE CORRIENTE DE FALLA. La capacidad de corriente de falla nominal de los equipos que se vayan a conectar a un STR's y/o SDL's, deberá ser superior al nivel máximo de corriente de falla calculado en el punto de conexión. Para cumplir estos cometidos, el OR y/o el Usuario según el caso, deberán intercambiar información sobre la proyección de los aumentos de los niveles de corriente de falla y sobre la relación X/R en los puntos de conexión al respectivo Sistema.
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(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 4.2.3)
ARTÍCULO 5.1.2.4.2.5. COMPENSACIÓN DE CONSUMOS DE ENERGÍA REACTIVA. Cuando las características del equipo que conectará un Usuario lo amerite, éste deberá suministrar al OR la información pertinente. Debido a que la conexión de bancos de condensadores y reactores conectados en los niveles de tensión II, III y IV puede afectar la operación del STR y/o SDL, estas conexiones deberán ser aprobadas por los OR's, a quienes se deberán suministrar las características técnicas de las inductancias y capacitancias que se conectarán. Cuando el OR lo requiera, se le deberá también suministrar las características técnicas de la inductancia y la capacitancia de las redes del Usuario. La información solicitada tiene por objeto: - Verificar que el equipo de control y maniobra del Sistema del OR esté dimensionado en forma adecuada. - Comprobar que el funcionamiento del STR y/o SDL que opera el OR no se afectará. El factor de potencia de la carga conectada por el Usuario, no deberá ser inferior al establecido en la Resolución CREG 108 de 1997 o las normas que la modifiquen o sustituyan. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 4.2.4)
SECCIÓN 3 ESPECIFICACIONES DE DISEÑO ARTÍCULO 5.1.2.4.3.1. ESPECIFICACIÓN DE EQUIPOS, REDES AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS. Las especificaciones de materiales y herrajes para las redes aéreas y subterráneas deberán cumplir con las normas técnicas nacionales expedidas por las autoridades competentes. Estas últimas serán las únicas facultadas para efectuar las homologaciones a que hubiere lugar. Las especificaciones de diseño de las redes deberán cumplir con las normas que hayan adoptado los OR's, siempre y cuando no contravengan lo dispuesto en este Reglamento, sean de conocimiento público y su aplicación no sea discriminatoria. Las especificaciones de diseño, fabricación, prueba e instalación de equipos para los STR's y/o SDL's, incluyendo los requisitos de calidad, deberán cumplir con las partes aplicables de una cualquiera de las normas técnicas nacionales o en su defecto de las internacionales que regulan esta materia. El equipo a ser instalado en el STR y/o SDL debe ser el apropiado para que opere dentro de la frecuencia y el rango de tensión establecidos para el SIN, así como para soportar las corrientes de falla en el punto de conexión. Adicionalmente, el dispositivo de protección deberá tener la capacidad de conducir e interrumpir la corriente de falla. Los OR's están en la obligación de suministrar los detalles técnicos del Sistema al cual se hará la conexión. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 4.3.1)
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ARTÍCULO 5.1.2.4.3.2. PUESTA A TIERRA. La puesta a tierra de los STR's y/o SDL's deberá ser diseñada siguiendo la metodología de cálculo de la Norma IEEE 80 y la Guía IEEE C6292.4 o aquellas que las modifiquen o sustituyan. El valor de la resistencia de la puesta a tierra del STR y/o SDL, deberá ser establecido claramente por el OR de acuerdo con las características resistivas del terreno, de los tiempos de despeje de falla adoptados, y de los voltajes de contacto y de paso, los cuales no deben ser superiores a los valores indicados por el NESC y cada sistema de un Usuario deberá adaptarse a esta exigencia. Las especificaciones de los equipos asociados deberán ser aptas para soportar las tensiones y corrientes resultantes como consecuencia del método y valor de la resistencia de la puesta a tierra utilizados por el OR y el Usuario. En el diseño de las puestas a tierra se deben evitar que se generen corrientes circulantes. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 4.3.2)
ARTÍCULO 5.1.2.4.3.3. PROTECCIONES. El Usuario en su conexión deberá disponer de esquemas de protecciones compatibles con las características de su carga que garantice la confiabilidad, seguridad, selectividad y rapidez de desconexión necesarias para mantener la estabilidad del Sistema. El Usuario deberá instalar los equipos requeridos de estado sólido, de tecnología análoga o digital que cumplan con la Norma IEC 255. Para garantizar una adecuada coordinación y selectividad en la operación de las protecciones del STR y/o SDL que opera el OR, los sistemas de protección y los tiempos de operación de las protecciones del Usuario, deberán ser acordadas con el OR durante el proceso de aprobación de diseños y para la puesta en servicio y conexión, y pueden ser revisados periódicamente por el OR, con la participación del Usuario. Para el diseño de la conexión al STR y/o SDL, el Usuario deberá tener en cuenta las características técnicas de las protecciones que el OR tiene en su Sistema, para las operaciones de conmutación secuencial o para la reconexión automática. Cuando las características de la carga de un Usuario que se conectará al STR y/o SDL requiera equipos de protección de respaldo, el OR exigirá la instalación de los mismos. Dichos equipos deberán cumplir con las normas aplicables a las protecciones principales. El Usuario no podrá instalar equipos para limitar la corriente de falla en el punto de frontera o en las instalaciones del mismo, a menos que sea autorizado por el OR. En caso de autorización, el Usuario deberá garantizar la operación satisfactoria de los equipos de protección de su Sistema. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 4.3.3)
ARTÍCULO 5.1.2.4.3.4. DIMENSIONAMIENTO DEL DISEÑO. El OR no podrá exigir especificaciones mayores a las requeridas para la conexión del Usuario. En caso que el OR prevea que los Activos de Conexión del Usuario se puedan convertir en Redes de Uso General, deberá reconocer al Usuario los sobrecostos en que éste incurra por el sobredimensionamiento de sus Activos de Conexión.
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(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 4.3.4)
SECCIÓN 4 PROCEDIMIENTO PARA LA CONEXIÓN DE CARGAS
SUBSECCIÓN 1 INTRODUCCIÓN (descripción no original) ARTÍCULO 5.1.2.4.4.1.1. INTRODUCCIÓN (descripción no original). Esta sección establece los procedimientos que deberán seguir el Usuario y el OR para la aprobación de conexiones nuevas o modificaciones de las existentes. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 4.4)
SUBSECCIÓN 2 SOLICITUD DE FACTIBILIDAD DEL SERVICIO Y PUNTOS DE CONEXIÓN ARTÍCULO 5.1.2.4.4.2.1. SOLICITUD DE FACTIBILIDAD DEL SERVICIO Y PUNTOS DE CONEXIÓN. El OR está en la obligación de ofrecer al Usuario un punto de conexión factible a su Sistema cuando éste lo solicite y garantizará el libre acceso a la red. Para tal efecto, el Usuario deberá informar sobre la localización del inmueble, la potencia máxima requerida y el tipo de carga. El OR tendrá un plazo máximo de siete (7) días hábiles para certificar la factibilidad del punto de conexión, con el fin de que el Usuario proceda a realizar el diseño de su instalación. El OR podrá especificar un nivel de tensión de conexión diferente al solicitado por el Usuario por razones técnicas debidamente sustentadas. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 4.4.1)
SUBSECCIÓN 3 SOLICITUD DE CONEXIÓN ARTÍCULO 5.1.2.4.4.3.1. SOLICITUD DE CONEXIÓN. Los procedimientos para la aprobación de una solicitud de conexión por parte del OR, se diferencian según el tipo de conexión: cargas que no implican la expansión de la red del STR y/o SDL, y cargas que implican la expansión de dichos sistemas. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 4.4.2)
ARTÍCULO 5.1.2.4.4.3.2. CARGAS QUE NO IMPLICAN EXPANSIÓN. Cuando la conexión de un inmueble o una Unidad Inmobiliaria Cerrada sólo requiera de la construcción de la Acometida y/o Activo de Conexión, el procedimiento a seguir será:
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NIVEL I: El Usuario deberá presentar los planos eléctricos del inmueble y de la Acometida hasta el punto de conexión definido en la etapa de factibilidad y las características de la demanda. Si la solicitud está relacionada con la modificación de una conexión existente, el Usuario deberá presentar los planos eléctricos de la conexión existente y los nuevos planos con la modificación requerida. NIVEL II, III y IV: Para solicitar una conexión nueva o la modificación de una existente, el Usuario deberá presentar la información pertinente dependiendo de la complejidad de la conexión (Ver Anexo RD-1; numeral 1.3). (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 4.4.2.1)
ARTÍCULO 5.1.2.4.4.3.3. CARGAS QUE IMPLICAN EXPANSIÓN. Cuando la conexión de un inmueble o una Unidad Inmobiliaria Cerrada requiera, además de la construcción de la Acometida, la construcción de Redes de Uso General, el OR será responsable por el diseño de tales redes. La información a suministrar por parte del Usuario es la descrita en el numeral 4.4.2.1. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 4.4.2.2)
ARTÍCULO 5.1.2.4.4.3.4. OTROS REQUISITOS PARA SOLICITAR LA CONEXIÓN. NIVELES I y II: Los proyectos deberán ser realizados y firmados por un ingeniero o un técnico electricista con matrícula profesional vigente, teniendo en cuenta lo que disponen las normas que regulan esas profesiones. NIVELES III y IV: Los proyectos deberán ser realizados y firmados por un ingeniero electricista, que deberá tener matrícula profesional vigente, sin perjuicio de las actividades que pueden realizar los Técnicos Electricistas, de acuerdo con las normas que regulan tales profesiones. En la solicitud que presente ante el OR, el Usuario deberá anexar copia de las licencias, permisos y requisitos legales aplicables al tipo de conexión que sean exigidos por las autoridades competentes. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 4.4.2.3) (Fuente: R CREG 117/98, Art. 2)
SUBSECCIÓN 4 PLAZOS Y PROCEDIMIENTOS PARA LA APROBACIÓN O IMPROBACIÓN DE LAS SOLICITUDES DE CONEXIÓN POR PARTE DEL OR ARTÍCULO 5.1.2.4.4.4.1. PLAZOS Y PROCEDIMIENTOS PARA LA APROBACIÓN O IMPROBACIÓN DE LAS SOLICITUDES DE CONEXIÓN POR PARTE DEL OR. El OR tendrá los siguientes plazos máximos para dar respuesta aprobando o improbando las solicitudes de conexión de cargas: Para Nivel I: Siete (7) días hábiles Para Nivel II: Quince (15) días hábiles
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Para Nivel III: Quince (15) días hábiles Para Nivel IV: Veinte (20) días hábiles En algunos casos, para conexiones en los niveles de tensión II, III o IV, el plazo para aprobar o improbar la conexión podrá ser mayor al aquí establecido, cuando el OR necesite efectuar estudios que requieran de un plazo mayor. En este caso, el OR informará al Usuario de la necesidad de efectuar tales estudios y el plazo que tomará la aprobación o improbación de la solicitud de conexión, sin que este plazo pueda exceder de tres (3) meses. La aprobación del proyecto por parte del OR no exonera de responsabilidad al diseñador por errores ú omisiones que afecten el STR y/o SDL en el cual opera el OR. El OR no podrá negar el acceso al servicio. En el evento de que la confiabilidad y calidad requeridas por el Usuario sean superiores a los estándares establecidos en este Reglamento y para mejorarlas se requieran obras de infraestructura para reforzar el STR y/o SDL que opera el OR, el pago de los costos que resulten serán asumidos por el Usuario. La solicitud y planos aprobados para la conexión deberán tener una vigencia mínima de un (1) año. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 4.4.3)
SUBSECCIÓN 5 EJECUCIÓN DE LAS OBRAS DE CONEXIÓN ARTÍCULO 5.1.2.4.4.5.1. EJECUCIÓN DE LAS OBRAS DE CONEXIÓN. Las obras de infraestructura requeridas por el Usuario deberán ser realizadas bajo su responsabilidad. No obstante, previo acuerdo entre el Usuario y el OR, éste último podrá ejecutar las obras de conexión. En este caso se establecerán los cargos a que hubiere lugar y el cronograma de ejecución del proyecto mediante un contrato de conexión. Las instalaciones internas son responsabilidad de los Usuarios y deberán cumplir las condiciones técnicas que aseguren que las mismas no afecten la seguridad del STR y/o SDL, ni de otros Usuarios. Las Redes de Uso General que se requieran para la conexión del Usuario son responsabilidad del OR. No obstante, en el caso en que el OR presente limitaciones de tipo financiero que le impidan la ejecución de las obras con la oportunidad requerida por el Usuario, tales obras podrán ser realizadas por el Usuario; en este caso, se aplicará lo dispuesto en al Capítulo 9 del presente Reglamento. En el caso de nuevas Redes de Uso General realizadas por el Usuario, éste deberá presentar ante el OR un instrumento financiero que garantice el cumplimiento de las normas técnicas establecidas en este Reglamento, por un monto igual al veinte por ciento (20%) de las obras y por un período de cinco (5) años a partir de la puesta en servicio de los activos correspondientes. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 4.4.4)
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SUBSECCIÓN 6 CONTRATO DE CONEXIÓN ARTÍCULO 5.1.2.4.4.6.1. CONTRATO DE CONEXIÓN. De acuerdo con las disposiciones establecidas en el numeral 4.4.4, cuando el OR asuma la ejecución de las obras de conexión de un Usuario, o cuando se requieran Redes de Uso General para la conexión de un Usuario, antes de la iniciación de las obras, deberá suscribir un contrato de conexión con el Usuario, el cual se regirá en lo que aplique por lo dispuesto en la Parte 7.1 y demás normas que la modifiquen o sustituyan. El contrato de conexión remunerará los Activos de Conexión involucrados. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 4.4.5)
SUBSECCIÓN 7 PUESTA EN SERVICIO DE LA CONEXIÓN ARTÍCULO 5.1.2.4.4.7.1. PUESTA EN SERVICIO DE LA CONEXIÓN. Previo a la puesta en servicio de una conexión, el OR deberá verificar que la Acometida y, en general, todos los equipos que hacen parte de la conexión del Usuario, cumplan con las normas técnicas exigibles. Así mismo, deberá verificar que la operación de los equipos de los Usuarios no deteriorarán la calidad de la potencia suministrada a los demás Usuarios. El Usuario deberá coordinar con el OR la realización de las pruebas y maniobras que se requieran para la puesta en servicio de la conexión. El OR podrá exigir previa sustentación, el cumplimiento de un procedimiento de homologación y/o los protocolos de pruebas de los diferentes equipos a instalar por un nuevo Usuario, o por la ampliación de la capacidad de un Usuario existente. Entre la fecha de la expedición de los protocolos de pruebas de los diferentes equipos y la fecha de puesta en servicio de la conexión no podrá haber transcurrido más de cuatro (4) meses. El OR deberá aprobar el equipo de prueba en cuanto a características técnicas, tipo y precisión. Los equipos para pruebas siempre deberán estar patronados con una fecha no superior a un (1) año. Previo a la puesta en servicio de la conexión, el Usuario, en los casos en que haya más de un Comercializador ofreciendo servicios en ese mercado, informará al OR, sobre el nombre del Comercializador que ha seleccionado para que le suministre el servicio. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 4.4.6)
SECCIÓN 5
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PROCEDIMIENTO PARA LA CONEXIÓN DE GENERACIÓN
SUBSECCIÓN 1 INTRODUCCIÓN ARTÍCULO 5.1.2.4.5.1.1. INTRODUCCIÓN. En el caso de Generadores, Plantas Menores, Autogeneradores o Cogeneradores que proyecten conectarse directamente a un STR y/o SDL, el procedimiento para la conexión se rige en lo que aplique a lo dispuesto en las Resoluciones CREG 025 de 1995 y CREG 030 de 1996 y demás normas que las modifiquen o sustituyan. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 4.5)
SUBSECCIÓN 2 PROCEDIMIENTO PARA LAS SOLICITUDES DE CONEXIÓN ARTÍCULO 5.1.2.4.5.2.1. PROCEDIMIENTO PARA LAS SOLICITUDES DE CONEXIÓN. Todo Generador, Planta Menor, Autogenerador o Cogenerador que pretenda conectarse directamente a un STR y/o SDL, o modificar una conexión existente, deberá presentar ante el OR la información relacionada en el numeral 1.4 del Anexo RD-1 de la presente Resolución. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 4.5.1)
SUBSECCIÓN 3 OTROS REQUISITOS PARA SOLICITAR LA APROBACIÓN DE UNA CONEXIÓN ARTÍCULO 5.1.2.4.5.3.1. OTROS REQUISITOS PARA SOLICITAR LA APROBACIÓN DE UNA CONEXIÓN. Los proyectos deberán ser realizados por un ingeniero electricista con matrícula profesional vigente o una firma de ingeniería especializada en el tema. En la solicitud que presente ante el OR, el Generador, Planta Menor, Autogenerador o Cogenerador deberá anexar copia de las licencias, permisos y requisitos legales aplicables al tipo de conexión que sean exigidos por las autoridades competentes. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 4.5.2)
SUBSECCIÓN 4 PLAZOS Y PROCEDIMIENTOS PARA LA APROBACIÓN O IMPROBACIÓN DE LAS SOLICITUDES DE CONEXIÓN POR PARTE DEL OR ARTÍCULO 5.1.2.4.5.4.1. PLAZOS Y PROCEDIMIENTOS PARA LA APROBACIÓN O IMPROBACIÓN DE LAS SOLICITUDES DE CONEXIÓN POR PARTE DEL OR. El OR tendrá un plazo máximo de cuarenta y cinco (45) días hábiles para aprobar o improbar una solicitud de conexión o la modificación de una conexión existente. El procedimiento a seguir será igual al establecido en el artículo 5.1.2.4.4.4.1 de la presente
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Resolución. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 4.5.3)
SUBSECCIÓN 5 EJECUCIÓN DE LAS OBRAS DE CONEXIÓN ARTÍCULO 5.1.2.4.5.5.1. EJECUCIÓN DE LAS OBRAS DE CONEXIÓN. Se aplica lo establecido en el artículo 5.1.2.4.4.5.1 de la presente Resolución. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 4.5.4)
SUBSECCIÓN 6 CONTRATO DE CONEXIÓN ARTÍCULO 5.1.2.4.5.6.1. CONTRATO DE CONEXIÓN. Los contratos de conexión se regirán en lo que aplique por lo dispuesto en las Resoluciones CREG 025 de 1995 y CREG 030 de 1996 , y demás normas que las modifiquen o sustituyan. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 4.5.5)
SUBSECCIÓN 7 PUESTA EN SERVICIO DE LA CONEXIÓN ARTÍCULO 5.1.2.4.5.7.1. PRUEBAS. Para las pruebas de puesta en servicio de una estación generadora se aplicarán las siguientes normas: a) ANSI-IEEE 492, para hidrogeneradores, b) IEC-41, para turbinas hidráulicas, c) ASME PTC 23, para turbinas a gas, d) ASME para equipos mecánicos, e) API para instrumentación y f) ASTM para tuberías y materiales. El OR exigirá al propietario de la conexión y/o la Unidad Generadora un programa de pruebas para la puesta en servicio, a fin de someterlo a su aprobación, de modo que estas puedan ser coordinadas con el STR y/o SDL o con el Sistema de Transmisión Nacional si es del caso. El plan de pruebas deberá incluir como mínimo: equipo a probar, fecha prevista para la prueba, pruebas a realizar, normas que rigen la prueba, tipo de prueba, procedimiento, formato, equipos e instrumentos de prueba y criterios de aceptación de la prueba. El OR deberá aprobar el equipo de prueba en cuanto a características técnicas, tipo y precisión. Los equipos para pruebas siempre deberán estar patronados con una fecha no superior a un (1) año. Las pruebas, cuando sea del caso, deberán coordinarse con el Centro de Control respectivo. Una vez efectuadas las pruebas sobre las Unidades Generadoras y su acción sobre los equipos de conexión de la unidad con el STR y/o SDL, el Generador, Planta Menor, Autogenerador y Cogenerador deberá enviar al OR, un reporte con los protocolos de las pruebas efectuadas a los equipos definidos durante el proceso de conexión y los resultados
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obtenidos en ellas, debidamente certificados por un ingeniero especialista con matrícula profesional vigente. Durante la vida útil del proyecto, el OR con la debida sustentación podrá solicitar que se ejecuten pruebas en los equipos de los Usuarios. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 4.5.6.1)
ARTÍCULO 5.1.2.4.5.7.2. COORDINACIÓN DE PROTECCIONES. Tanto los Generadores, Plantas Menores, Autogeneradores o Cogeneradores como el OR están en la obligación de cumplir con las siguientes disposiciones, las cuales deberán ser consideradas durante la puesta en servicio y en la fase de operación: El esquema de protecciones eléctricas asociado a las Unidades Generadoras conectadas directamente al STR y/o SDL, debe coordinarse con las protecciones del STR y/o SDL en la siguiente forma: a) Las Protecciones de las Unidades de Generación conectadas directamente al STR y/o SDL, deben cumplir con los tiempos de despeje fijados para fallas en el respectivo Sistema. b) El ajuste de la(s) protección(es) eléctricas o los valores de operación no deben ser cambiados sin la autorización expresa del OR. c) Para la protección de la Unidad Generadora, será necesario coordinar cualquier política de recierre especificada por el OR. d) Las protecciones eléctricas de una Unidad Generadora, deberán actuar cuando se presente sobrecargas de secuencia negativa. e) La protecciones eléctricas de las Unidades Generadoras deberán estar ajustadas para situaciones de deslastre automático de carga por baja frecuencia y/o baja tensión. f) Toda Unidad Generadora deberá poseer un equipo de protección que la desconecte de la red del OR, en el momento en que se produzca una apertura por maniobra automática o manual del interruptor del circuito del STR y/o SDL. g) La Unidad Generadora deberá contar con un sistema de detección de tensión a fin de no permitir el cierre del interruptor de interconexión cuando el circuito del OR esté desenergizado. Los estudios y la coordinación de las protecciones eléctricas son responsabilidad del propietario de la Unidad Generadora que se conecte. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 4.5.6.2)
ARTÍCULO 5.1.2.4.5.7.3. REQUISITOS PARA LA OPERACIÓN Y PUESTA EN SERVICIO. Todas las Unidades Generadoras deben cumplir con las siguientes disposiciones: a) La puesta en servicio de una Unidad Generadora no debe producir sobrecargas en los elementos de la red. b) El operador de la Unidad Generadora será exclusivamente responsable por la sincronización
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de su Unidad o subestación de potencia en el momento de su entrada en operación. En todo caso cualquier sincronización deberá coordinarse con el Centro de Control respectivo. c) Una Unidad de Generación debe operar dentro del rango de frecuencia del SIN y no debe deformar las ondas de tensión y corriente del STR y/o SDL. d) El control de voltaje de la Unidad Generadora se hará en coordinación con el respectivo Centro de Control. e) El proceso de entrada en operación de una Unidad Generadora deberá coordinarse con el Centro de Control correspondiente. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 4.5.6.3)
CAPÍTULO 5 OPERACIÓN DE LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN REGIONAL Y/O DISTRIBUCIÓN LOCAL
SECCIÓN 1 OBJETIVO ARTÍCULO 5.1.2.5.1.1. OBJETIVO. Proporcionar las regulaciones necesarias para asegurar el funcionamiento seguro, confiable y económico del SIN en general y de los STR's y/o SDL's en particular. Tales regulaciones incluyen el planeamiento operativo y la adecuada coordinación entre los diferentes Agentes. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 5.1)
SECCIÓN 2 PLANEAMIENTO OPERATIVO ARTÍCULO 5.1.2.5.2.1. PLANEAMIENTO OPERATIVO. Para buscar la operación segura, confiable y económica del Sistema Interconectado Nacional, los OR's deben suministrar al Centro de Control respectivo la información prevista en el Código de Redes, de acuerdo con los horizontes de planeamiento operativo allí estipulados. Para tal fin, los OR's deben acogerse a los procedimientos que les sean aplicables y que estén contenidos en el Código de Redes. Las Plantas Menores no despachadas centralmente, los Cogeneradores y los Autogeneradores deben suministrar al OR o al Centro de Control respectivo la información prevista en el Código de Redes en lo que aplique. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 5.2)
SECCIÓN 3 SUPERVISIÓN OPERATIVA
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ARTÍCULO 5.1.2.5.3.1. SUPERVISIÓN OPERATIVA. Los OR's están obligados a cumplir con las instrucciones operativas que emita el Centro de Control respectivo o el CND. Igualmente, están obligados a cumplir con la supervisión operativa en tiempo real que defina el CND y acatar aquellas pruebas que sea necesario realizar en su Sistema, ya sea que estas pruebas estén reglamentadas o que sean definidas por el Consejo Nacional de Operación. Para garantizar lo anterior, los OR's permitirán que en sus equipos y predios se instalen los elementos necesarios para la supervisión, control y medida por parte de los respectivos Centros de Control. Para asegurar que el STR y/o SDL sea operado en forma segura, confiable y económica, y cumpla con los estándares de calidad establecidos en la presente Resolución, los OR's podrán efectuar pruebas con el fin de supervisar tanto las cargas como las Unidades de Generación conectadas a sus Sistemas. Los procedimientos para probar y supervisar, así como los estándares de Calidad se detallan en los capítulos 4 y 6 de este Reglamento. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 5.3)
SECCIÓN 4 MANEJO OPERATIVO DE CARGA ARTÍCULO 5.1.2.5.4.1. EN CONDICIONES NORMALES DE OPERACIÓN En condiciones normales de Operación el OR debe coordinar con el Centro de Control respectivo las maniobras en los equipos de su STR y/o SDL. Las maniobras y los procedimientos que deberá aplicar el OR son los contemplados en los numerales 5.3 y 6.4 del Código de Operación (Código de Redes) y las demás normas que la modifiquen o complementen. Los mantenimientos programados que requieran consignación de equipos se consideran dentro de las Condiciones Normales de Operación. Las normas operativas que deberán aplicar los OR's están establecidas en el Anexo RD-2 de la presente Resolución. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 5.4.1)
ARTÍCULO 5.1.2.5.4.2. EN CONDICIONES DE CONTINGENCIA. Cuando se presente un evento que afecte total o parcialmente el SIN, el OR deberá coordinar con el Centro de Control respectivo las maniobras correspondientes. En estos casos, los procedimientos para la desconexión automática de carga son los previstos en el numeral 2.2.4 del Código de Redes y demás normas que la modifiquen o complementen. Cuando las etapas de desconexión automática se agoten o existan problemas de baja tensión que comprometan la estabilidad del sistema de potencia, los OR's deberán efectuar, por instrucciones del Centro de Control respectivo, desconexiones manuales de carga, mediante esquemas que cada OR haya predeterminado de común acuerdo con los Comercializadores que operen utilizando sus redes.
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La coordinación de restablecimiento del servicio se ajusta a lo dispuesto en el numeral 5.4 del Código de Redes y demás normas que la modifiquen o complementen. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 5.4.2)
ARTÍCULO 5.1.2.5.4.3. EN CONDICIONES DE RACIONAMIENTO. Ante situaciones de racionamiento de emergencia o programado, el OR se regirá en un todo por las disposiciones establecidas en el Estatuto de Racionamiento. Así mismo, el OR deberá cumplir con la regulación que la CREG establezca en materia de Cortes de Suministro en el Mercado Mayorista de Electricidad. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 5.4.3)
SECCIÓN 5 INFORMACIÓN OPERACIONAL
SUBSECCIÓN 1 INTRODUCCIÓN (descripción no original) ARTÍCULO 5.1.2.5.5.1.1. INTRODUCCIÓN (descripción no original). La operación óptima del Sistema Interconectado Nacional requiere el intercambio de información entre los Agentes y los Centros de Control respectivos, tanto sobre los Eventos que se presenten en los diferentes Sistemas y puedan afectar la operación integrada de los recursos del SIN, como la información que se requiera para la coordinación operativa en Condiciones Normales de Operación. Así mismo, los Agentes deberán informar a los Usuarios que puedan verse afectados por la ocurrencia de dichos Eventos. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 5.5)
SUBSECCIÓN 2 INFORMACIÓN SOBRE PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS - MANUAL DE OPERACIÓN ARTÍCULO 5.1.2.5.5.2.1. INFORMACIÓN SOBRE PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS MANUAL DE OPERACIÓN. El Consejo Nacional de Operación, en un plazo no superior a siete (7) meses a partir de la entrada en vigencia de la presente Resolución, determinará un Manual de Operación Tipo para que se aplique en todas las empresas. Dicho Manual deberá contener, como mínimo, los procedimientos operativos detallados en materia de: coordinación, supervisión y control del Sistema del OR, ejecución de maniobras, mantenimientos, seguridad industrial y demás prácticas que garanticen el óptimo desempeño de los STR's y/o SDL's. Con independencia del plazo fijado para el CNO, los OR's tendrán un plazo máximo de diez (10) meses contados a partir de la fecha de entrada en vigencia de la presente Resolución para expedir el Manual de Operación de su Sistema, el cual será de conocimiento público. Las normas técnicas nacionales o en su defecto las internacionales que regulan los aspectos
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a incluir en el Manual de Operación, primarán sobre las normas internas de las empresas y serán de obligatorio cumplimiento como norma mínima. En todo caso, los procedimientos allí establecidos deberán estar acordes con las exigencias operativas del Código de Redes y de la presente Resolución. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 5.5.1) (Fuente: R CREG 117/98, Art. 1)
SUBSECCIÓN 3 SISTEMA DE INFORMACIÓN TOPOLÓGICO ARTÍCULO 5.1.2.5.5.3.1. SISTEMA DE INFORMACIÓN TOPOLÓGICO. Los OR's deberán mantener un Sistema de Información Topológico con la configuración detallada de su red, el cual debe permanecer actualizado. Preferiblemente el Sistema de Información Topológico deberá desarrollarse con tecnología digital. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 5.5.2)
SUBSECCIÓN 4 INFORMACIÓN SOBRE OCURRENCIA DE EVENTOS ARTÍCULO 5.1.2.5.5.4.1. REPORTES DE EVENTOS NO PROGRAMADOS. El OR deberá efectuar reportes ante la ocurrencia de Eventos No Programados. El reporte debe contener como mínimo: - Descripción del Evento - Secuencia del Evento (horas, minutos, segundos y milisegundos). - Demanda no Atendida - Análisis de Protecciones - Análisis del Evento Condiciones de Prefalla Análisis Eléctrico - Conclusiones y Recomendaciones Para Eventos en los niveles de tensión II, III o IV, como mínimo, el OR deberá remitir copia del reporte del Evento en un plazo no mayor a seis (6) horas al Centro de Control correspondiente. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 5.5.3.1)
ARTÍCULO 5.1.2.5.5.4.2. REPORTE DE EVENTOS PROGRAMADOS. Cuando un Evento Programado afecte a los Usuarios de un STR y/o SDL, el OR deberá informarlo por un medio de comunicación masivo con cuarenta y ocho (48) horas de anticipación a la ocurrencia del
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Evento, indicando la hora del inicio y la duración. En todo caso, cuando los Eventos Programados afecten las cargas industriales, el tiempo de notificación no podrá ser inferior a setenta y dos (72) horas. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 5.5.3.2)
ARTÍCULO 5.1.2.5.5.4.3. ESTADÍSTICAS DE EVENTOS. Los reportes de los Eventos deberán ser almacenados en forma magnética durante un periodo no inferior a tres (3) años. La base de datos correspondiente deberá estar disponible en el momento que lo soliciten las autoridades competentes. El OR deberá, antes de finalizar el primer trimestre de cada año, efectuar informes y diagnósticos anuales sobre su desempeño operativo. Estos diagnósticos e informes serán agregados por los Centros de Control respectivos y presentados al CND, quien publicará un informe anual sobre esta materia. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 5.5.3.3)
CAPÍTULO 7 PROPIEDAD DE ACTIVOS DE LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN REGIONAL Y/O DISTRIBUCIÓN LOCAL
SECCIÓN 1 PROPIEDAD DE ACTIVOS DE LOS STR Y/O SDL ARTÍCULO 5.1.2.6.1.1. PROPIEDAD DE ACTIVOS DE LOS STR Y/O SDL. Cuando una persona sea propietaria de Redes de Uso General dentro de un STR y/o SDL tendrá las siguientes opciones: - Convertirse en un OR. - Conservar su propiedad y ser remunerado por el OR que los use. - Venderlos. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 9.1)
SECCIÓN 2 NUEVOS OR'S ARTÍCULO 5.1.2.6.2.1. SOLICITUD DE CARGOS POR USO. Todo nuevo OR, deberá presentar un estudio a la CREG en el cual se justifiquen los Cargos por Uso que pretende cobrar por la utilización de sus activos en el STR y/o SDL respectivo. Este estudio debe seguir la metodología establecida en la Resolución CREG 099 de 1997 o aquellas que la modifiquen o sustituyan. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 9.2.1)
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ARTÍCULO 5.1.2.6.2.2. APROBACION DE LOS CARGOS POR USO. Analizado el estudio, la CREG aprobará los cargos del nuevo OR. Para el caso especial de OR's que tengan activos en varios STR's y/o SDL's localizados en diversas zonas geográficas no colindantes entre sí, deberán solicitar Cargos por Uso separados para cada uno de ellos. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 9.2.2)
ARTÍCULO 5.1.2.6.2.3. DERECHO AL COBRO DE CARGOS POR USO DE LOS STR'S Y/O SDL'S. Sin perjuicio de las facultades de imposición de servidumbres en cabeza de la CREG, un OR no podrá remunerarse mediante Cargos por Uso hasta tanto la CREG no le haya aprobado los cargos correspondientes. En todo caso, los Cargos por Uso siempre serán recaudados por los Comercializadores y pagados a los OR's respectivos de acuerdo con lo que haya aprobado la CREG. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 9.2.3)
ARTÍCULO 5.1.2.6.2.4. CARGOS POR USO QUE SE DEBEN COBRAR A LOS USUARIOS DE UN STR Y/O SDL. Los Cargos por Uso que se deben cobrar a los Usuarios conectados a un STR y/o SDL corresponden a los que apruebe o haya aprobado la CREG para el respectivo Sistema, independientemente del número de OR's que presten servicio en ese Sistema. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 9.2.4)
ARTÍCULO 5.1.2.6.2.5. VIGENCIA DE LOS CARGOS POR USO. De acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 099 de 1997 , los Cargos por Uso que apruebe la CREG a los nuevos OR's empezarán a regir desde la fecha de entrada en vigencia de la Resolución CREG correspondiente y hasta el 31 de diciembre del año 2002. Vencido el período de vigencia de los Cargos por Uso que apruebe la CREG, continuarán rigiendo hasta tanto la CREG apruebe los nuevos. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 9.2.5)
SECCIÓN 3 DERECHO A LA PROPIEDAD DE ACTIVOS EN UN STR Y/O SDL ARTÍCULO 5.1.2.6.3.1. DERECHO A LA PROPIEDAD DE ACTIVOS EN UN STR Y/O SDL. De acuerdo con el Artículo 28 de la Ley 142 de 1994, cualquier persona, tiene el derecho a construir redes para prestar servicios públicos. Esta persona tiene el derecho a conservar la propiedad de estos activos sin que para ello tenga que constituirse en una Empresa de Servicios Públicos. Quien construya redes con el fin de prestar servicios públicos debe cumplir con lo establecido en la presente Resolución y en las leyes 142 y 143 de 1994. Cuando estos activos sean usados por un tercero para prestar el servicio de energía eléctrica, el propietario tiene derecho a que le sean remunerados por quien haga uso de ellos. Igualmente, cuando una persona posea Activos de Conexión, los cuales, por cualquier razón se conviertan en Redes de Uso General de un STR y/o SDL, tiene derecho a recibir una
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remuneración por parte de quien los utiliza para prestar el servicio de energía eléctrica. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 9.3)
ARTÍCULO 5.1.2.6.3.2. REPOSICIÓN DE ACTIVOS DE TERCEROS. Cuando sea necesario realizar la reposición de Redes de terceros que sean de Uso General, la obligación en primera instancia es del propietario correspondiente. Si éste no hace la reposición oportunamente, el OR que está remunerando dicho activo deberá realizarla. En este caso, el OR ajustará la remuneración al tercero, de acuerdo con la reposición efectuada. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 9.3.2)
CAPÍTULO 8 MODIFICACIONES Y ACTUALIZACIONES DEL REGLAMENTO DE DISTRIBUCIÓN Y SOLUCIÓN CONTROVERSIAS ARTÍCULO 5.1.2.7.1. OBJETIVO. Definir los procedimientos generales para modificar y/o actualizar el Reglamento de Distribución, y para resolver situaciones imprevistas y controversias. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 10.1)
ARTÍCULO 5.1.2.7.2. ACTUALIZACIÓN DEL REGLAMENTO DE DISTRIBUCIÓN. De acuerdo con lo establecido en el Artículo 36 de la Ley 143 de 1994, corresponde al Consejo Nacional de Operación ser el órgano ejecutor del Reglamento de Operación, del cual forma parte la presente Resolución. La Comisión de Regulación de Energía y Gas, modificará de oficio o por solicitud de terceros, las disposiciones aquí establecidas, en todo caso, previo concepto del Consejo Nacional de Operación. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 10.2)
ARTÍCULO 5.1.2.7.3. SOLUCIÓN DE CONTROVERSIAS Y SITUACIONES NO PREVISTAS. Cuando se presenten controversias sobre las disposiciones aquí establecidas, o situaciones no previstas, se seguirá el procedimiento establecido en el Anexo General de la Resolución CREG 025 de 1995, o demás normas que la modifiquen o sustituyan. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 10.3)
TÍTULO 3 SISTEMA DE INFORMACIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN (ANEXO RD-1)
CAPÍTULO 1 INFORMACIÓN SOBRE CARACTERÍSTICAS DE LA RED
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SECCIÓN 1 INTRODUCCIÓN ARTÍCULO 5.1.3.1.1.1. INTRODUCCIÓN. Los OR's deben tener información que comprenda un Inventario detallado de los componentes de su red. Este Inventario debe incluir información sobre: (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO RD-1 Num. 1.1)
SECCIÓN 2 GENERADORES ARTÍCULO 5.1.3.1.2.1. GENERADORES. - Localización. - Tipo de Generador (hidráulico, térmico). - Tipo de Combustible. - Propietario. - Nivel de Tensión del Punto de Conexión. - Capacidad Nominal. - Capacidad Efectiva. - Energía Firme. - Fecha de Entrada en Servicio. - Fecha de Pruebas. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO RD-1 Num. 1.1.1)
SECCIÓN 3 SISTEMA DE TRANSMISIÓN REGIONAL ARTÍCULO 5.1.3.1.3.1. SISTEMA DE TRANSMISIÓN REGIONAL. En este caso, se tendrá información básica sobre: (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO RD-1 Num. 1.1.2)
ARTÍCULO 5.1.3.1.3.2. LÍNEAS DE TRANSMISIÓN REGIONAL Y/O LOCAL. - Nivel de Tensión. - Longitud de la Línea de Transmisión Regional y/o Local. - Subestaciones que interconecta.
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- Número de Circuitos. - Capacidad de Transporte en Operación Normal. - Capacidad de Transporte en Emergencia. - Diagrama Unifilar del Sistema de Transmisión Regional y/o Local. - Tipo y Calibre de Conductores. - Tipo de Estructura y Configuración. - Número y Tipo de Cable de Guarda. - Líneas con las que comparte estructuras. - Datos Eléctricos (Resistencia, Capacitancia e Inductancia). - Fecha de Puesta en Operación. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO RD-1 Num. 1.1.2.1)
ARTÍCULO 5.1.3.1.3.3. SUBESTACIONES DE TRANSMISIÓN REGIONAL. - Localización. - Tipo (Convencional o Encapsulada). - Capacidad Total. - Posibilidades de Ampliación. - Niveles de Tensión. - Configuración de Barrajes. - Número de Unidades de Transformación. - Descripción de Equipos de Patio. - Descripción de Tableros de Control, Protección y Medida. - Descripción de los Transformadores de Potencia. - Descripción de Equipos de Compensación. - Servicios Auxiliares (Tipo, Capacidad y Consumo). - Equipo de Comunicación, Tipo y sus Características. - Diagrama Unifilar de la Subestación. - Características del Sistema de Puesta a Tierra. - Fecha de Puesta en Operación.
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(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO RD-1 Num. 1.1.2.2)
ARTÍCULO 5.1.3.1.3.4. SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN LOCAL. - Localización. - Tipo (Interior, Exterior, Encapsulada, Móvil) - Capacidad Total. - Posibilidades de Ampliación. - Niveles de Tensión. - Configuración de Barrajes. - Número de Unidades de Transformación. - Descripción de Equipos de Patio. - Descripción de Tableros de Control, Protección y Medida. - Descripción de los Transformadores de Potencia. - Descripción de Equipos de Compensación. - Servicios Auxiliares (Tipo, Capacidad y Consumo). - Diagrama Unifilar de la Subestación. - Características del Sistema de Puesta a Tierra. - Fecha de Puesta en Operación. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO RD-1 Num. 1.1.2.3)
ARTÍCULO 5.1.3.1.3.5. LÍNEAS DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIA Y SECUNDARIA AÉREAS. Nivel de Tensión. - Longitud. - Número de Circuitos. - Capacidad de Transporte. - Tipo de Estructura. - Subestación a la cual está conectada. - Distancia Media entre Estructuras. - Configuración (No. Hilos, Cable de Guarda, Disposición. - Tipo, Material y Calibres de Conductor por Tramo.
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- Equipo Conectado (Localización y Características). - Sistema de Neutro (Aterrizado, Flotante). - Fecha de Puesta en Operación. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO RD-1 Num. 1.1.2.4)
ARTÍCULO 5.1.3.1.3.6. LÍNEAS DE SUBTERRÁNEAS. - Nivel de Tensión.
DISTRIBUCIÓN
PRIMARIA
Y
SECUNDARIA
- Longitud. - Número de Circuitos. - Capacidad de Transporte. - Subestación a la cual está conectada. - Tipo, Material y Calibres de Cables por Tramo. - Características de la Canalización. - Distancia entre Cámaras. - Fecha de Puesta en Operación. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO RD-1 Num. 1.1.2.5)
CAPÍTULO 2 INFORMACIÓN PARA EL PLAN DE EXPANSIÓN ARTÍCULO 5.1.3.2.1. INFORMACIÓN PARA PROYECCIÓN DE DEMANDA. - Composición de los Usuarios Existentes (Residencial, Comercial, Industrial). - Plan de Desarrollo Urbano y Rural. - Consumos Promedios de los Usuarios Existentes. - Consumos Potenciales Identificados. - Variables Demográficas. - Variables Económicas. - Pérdidas Estimadas de Energía. - Otras, según la Metodología de Proyección. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO RD-1 Num. 1.2.1)
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ARTÍCULO 5.1.3.2.2. INFORMACIÓN ADICIONAL PARA EL PLAN DE EXPANSIÓN. Indicadores de Calidad. - Niveles de Cargabilidad de los Componentes del Sistema. - Costos Unitarios de los Componentes del Sistema. - Restricciones Operativas. - Estado de la Red. - Diagramas Unifilares. - Otras que se consideren necesarias para un óptimo Plan de Expansión. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO RD-1 Num. 1.2.2)
CAPÍTULO 3 INFORMACIÓN SOBRE CONEXIONES DE CARGA ARTÍCULO 5.1.3.3.1. INFORMACIÓN SOBRE CONEXIONES DE CARGA. a) Información Solicitudes de Conexión - Localización. - Tipo de Carga (Industrial, Comercial). - Nivel de Tensión. - Carga Total o Carga Adicional a Conectar. - Cargas Especiales. - Fecha de Entrada en Operación. b) Información para Aprobar o Improbar Conexiones - Diseños, Planos y Memorias de Cálculo de Líneas y Subestaciones. - Especificaciones y Características Técnicas de Líneas y Subestaciones. - Especificaciones y Características Técnicas de Equipos Asociados. - Rutas y Constitución de Servidumbres. - Licencias y Permisos. c) Información para Puesta en Servicio - Certificado de Aprobación del Punto de Conexión.
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- Protocolo de Pruebas de los Equipos a Conectar. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO RD-1 Num. 1.3)
CAPÍTULO 4 INFORMACIÓN SOBRE CONEXIONES DE GENERADORES ARTÍCULO 5.1.3.4.1. INFORMACIÓN SOBRE CONEXIONES DE GENERADORES. La Solicitud, Aprobación y Puesta en Servicio de una Conexión de Generación a un STR y/o SDL, deberá cumplir con lo dispuesto en la Parte 7.1 y demás normas que la modifiquen o complementen, en lo que aplique. Así mismo, deberá cumplir con las normas técnicas y procedimientos del respectivo OR, siempre y cuando no impliquen discriminación o abuso de posición dominante. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO RD-1 Num. 1.4)
CAPÍTULO 5 INFORMACIÓN SOBRE CALIDAD DEL SERVICIO ARTÍCULO 5.1.3.5.1. INFORMACIÓN SOBRE CALIDAD DEL SERVICIO. Los OR's deberán tener disponible la siguiente información para: Los Comercializadores que operen en la zona de influencia del STR y/o SDL respectivo, los Usuarios conectados al STR y/o SDL respectivo, los Organismos de Control y Vigilancia y demás autoridades competentes: a) Período de Transición: - Codificación de Circuito. - Fecha y hora en que se inició la interrupción. - Número de transformadores afectados por la interrupción y capacidad instalada de los mismos. - Fecha y hora en que se restableció el servicio. - Causa de la interrupción. - Número de usuarios afectados por la interrupción del servicio. - Demanda no atendida. - Todas las Variables Independientes de los DES, FES y Valores a Compensar. b) Período Definitivo: - Codificación de Circuito y Usuario.
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- Fecha y hora en que se inició la interrupción. - Número de transformadores afectados por la interrupción y capacidad instalada de los mismos. - Fecha y hora en que se restableció el servicio. - Causa de la interrupción. - Número de usuarios afectados por la interrupción del servicio. - Demanda no atendida. - Todas las Variables Independientes de los DES, FES y Valores a Compensar. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO RD-1 Num. 1.5)
TÍTULO 4 NORMAS OPERATIVAS PARA CONSIGNACIÓN DE CIRCUITOS (ANEXO RD-2) ARTÍCULO 5.1.4.1. NORMAS OPERATIVAS PARA CONSIGNACIÓN DE CIRCUITOS (ANEXO RD-2). La consignación es el trámite mediante el cual la operación de un Circuito se restringe según instrucciones dadas por una persona, quien se denomina consignatario. La consignación sólo tendrá vigencia durante la ejecución de una actividad o por razones de seguridad expresa y dará al consignatario exclusividad en la operación de los Circuitos a su cargo. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO RD-2)
ARTÍCULO 5.1.4.2. CONSIGNACIÓN UNICA. Se da cuando se ordena la apertura de un Circuito que estará a cargo de un sólo consignatario. La solicitud de la maniobra la realiza el consignatario. La orden de apertura del Circuito se dará desde el Centro de Control respectivo. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO RD-2 Num. 2.1)
ARTÍCULO 5.1.4.3. TRASLADO DE CONSIGNACIÓN. Si el consignatario inicial del Circuito, por cualquier motivo, tiene que ser sustituido o se presenta la consignación agregada, debe llamar por radio al centro de operaciones donde tiene la consignación identificándose plenamente e identificando al nuevo consignatario; quien a su vez confirmará el recibo de ésta.El operador del Centro de Control respectivo registrará por escrito este cambio y aceptará solicitudes emitidas por este nuevo consignatario únicamente. Todas aquellas que provengan de otras personas o del Centro de Control respectivo o del anterior consignatario serán rechazadas. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO RD-2 Num. 2.2)
ARTÍCULO 5.1.4.4. CONSIGNACIÓN ESPECIAL. Si se están efectuando trabajos en un Circuito energizado y por emergencia del sistema se requiere abrir dicho Circuito para deslastrar carga, el permiso para esta maniobra debe ser tomado por el operario del Centro de
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Control respectivo e informar al personal que esté efectuando dichas labores. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO RD-2 Num. 2.3)
ARTÍCULO 5.1.4.5. OTRAS DISPOSICIONES. - El control de las consignaciones se efectuará en el Centro de Control respectivo. - Cuando algún Circuito se abre al operar sus protecciones y no posee una consignación especial, será consignado exclusivamente al Centro de Control respectivo quien podrá efectuar el traslado de esta a la cuadrilla de daños que efectúe la reparación o al inspector de zona. Si se tiene una consignación en un Circuito desenergizado, se coordinará con el consignatario antes de proceder a efectuar cualquier maniobra de energización. - Solamente en casos de emergencia los operadores de las subestaciones tomarán la decisión de abrir Circuitos, e informarán inmediatamente al Centro de Control respectivo. (Fuente: R CREG 070/98, ANEXO RD-2 Num. 2.4)
PARTE 2 POR LA CUAL SE REGLAMENTA EL TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN REGIONAL Y DISTRIBUCIÓN LOCAL ARTÍCULO 5.2.1. AMBITO DE APLICACION. Esta resolución se aplica a todos los agentes económicos que transportan o distribuyen energía eléctrica y a aquellos que se aprovechan de sus servicios. Conforme a la ley, la actividad de distribución de energía eléctrica es un servicio público. (Fuente: R CREG 003/94, Art. 2)
ARTÍCULO 5.2.2. PRESTADORES DEL SERVICIO. Solo los agentes económicos a que se refiere esta resolución pueden prestar el servicio público de distribución de energía eléctrica. Las empresas que se constituyan a partir de la vigencia de la ley 143 de 1994 no podrán realizar simultáneamente, actividades de generación, transmisión o distribución, salvo la excepción prevista en el ARTICULO 74 de la referida ley. El servicio de transmisión de energía por los sistemas de transmisión regional y distribución local será prestado por las empresas transportadoras y distribuidoras locales. Los transportadores y distribuidores locales serán los encargados de la operación y mantenimiento de sus sistemas de transmisión regional y distribución local. Las empresas que están prestando el servicio de transporte y distribución local de energía eléctrica continuarán haciéndolo; y si es necesario, según el artículo 56 de la Ley 143 de 1994, celebrarán el contrato de concesión previsto en ella, es decir: - Podrán encargarse de la organización, prestación, mantenimiento y gestión de las actividades de transporte y distribución local, por su cuenta y riesgo; - Lo harán en forma temporal, por el tiempo que defina el municipio con el que se haga el
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contrato, que será aquel que tenga el mayor número de usuarios potenciales, y siempre que la duración del contrato esté conforme con lo dispuesto en el artículo 62 de la ley 143 de 1994; - Lo harán bajo la vigilancia y control del municipio aludido, y de los demás organismos previstos en las leyes 142 y 143 de 1994; - Actuarán con sujeción a las leyes mencionadas, a los actos administrativos que las desarrollen, y al contrato de concesión que para el efecto celebren. La sujeción a las leyes mencionadas implica que la continuidad en la prestación del servicio de transporte y distribución local, que se facilitará por medio del contrato de concesión, no permitirá eliminar la libre competencia ni excluir a otros agentes económicos que deseen prestarlo en el municipio concedente, o en los vecinos (artículo 7 de la ley 143 de 1994). La Comisión, en cumplimiento del artículo 73, numeral 18 de la ley 142 de 1994, solicitará al Superintendente de Servicios Públicos Domiciliarios que sancione a quienes presten el servicio de transporte de energía eléctrica en contravención de lo dispuesto en dicha norma. (Fuente: R CREG 003/94, Art. 3)
ARTÍCULO 5.2.3. LIBRE ACCESO A LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCION. Los transportadores y distribuidores locales de energía eléctrica permitirán el acceso indiscriminado a las redes de su propiedad de cualquier usuario, comercializador o generador que lo solicite, en las mismas condiciones de confiabilidad, calidad y continuidad establecidas en las disposiciones legales y reglamentarias aplicables a esta materia, así como en los reglamentos y códigos técnicos que expida la Comisión. Mientras entran en vigencia tales códigos, dicho servicio se prestará con los estándares técnicos y de calidad actualmente utilizados por cada una de las empresas encargadas de su prestación. (Fuente: R CREG 003/94, Art. 4)
ARTÍCULO 5.2.4. PROTECCION DE LA COMPETENCIA EN LA DISTRIBUCION DE ENERGIA ELECTRICA. Se consideran prácticas restrictivas de la competencia al desarrollar y cumplir con el código de redes, en lo relativo a distribución, al darle mantenimiento a las redes, a las plantas de generación o a los equipos usados en el sistema, entre otras, las siguientes conductas: - Discriminar o preferir alguna persona o grupo de personas en favor o en contra de otra u otras y, en general, cualquier violación del principio de neutralidad consagrado en las disposiciones contenidas en las Leyes 142 y 143 de 1994; - Restringir o prevenir la libre competencia en la generación o en la oferta de energía eléctrica. Los operadores de los sistemas de transmisión regional y distribución local conservarán registros de la forma como han ejecutado y cumplido sus operaciones para acatar el código de redes, en lo relativo a distribución, en tal forma que la Comisión y la Superintendencia puedan determinar con facilidad si están cumpliendo o no con sus deberes. (Fuente: R CREG 003/94, Art. 5)
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ARTÍCULO 5.2.5. NUEVAS CONEXIONES A LAS REDES. Los operadores de los sistemas de transmisión regional y distribución local existentes, o de los que se construyan, deberán permitir que se hagan nuevas conexiones y que se construyan u operen nuevas líneas o redes, siempre y cuando cumplan con los Códigos técnicos y demás reglamentos que expida la Comisión. Asimismo deberán permitir que las empresas que desean construir líneas nuevas a nuevos puntos de conexión tengan acceso a las redes existentes de transmisión regional o distribución local sin restricciones. (Fuente: R CREG 003/94, Art. 6)
ARTÍCULO 5.2.6. SANCIONES. El incumplimiento de las normas de operación de los sistemas de transmisión regional y distribución local, la omisión en la obligación de proveer el mantenimiento de las líneas y redes, las subestaciones y los equipos asociados, las prácticas discriminatorias y de abuso de posición dominante, así como toda conducta que atente contra los principios señalados en las disposiciones regulatorias del servicio de distribución, se sancionarán por parte de la autoridad competente conforme a las previsiones contempladas en las leyes 142 y 143 de 1994 y las normas que las reglamenten, desarrollen, modifiquen o adicionen. (Fuente: R CREG 003/94, Art. 7)
ARTÍCULO 5.2.7. CRITERIOS BASICOS DE PLANEAMIENTO. El planeamiento de los sistemas de transmisión regional y distribución local y los requerimientos de expansión de sus redes es responsabilidad de los transportadores y distribuidores locales. La conciliación y compatibilización de los distintos procesos de planeación será realizada por la UPME, quien tendrá la asesoría de un Comité de Planeación cuyas funciones y composición se detallan en el Código de Red, en lo relativo a distribución que expedirá la Comisión. La expansión de los sistemas de transmisión regional y distribución local estará a cargo de los transportadores y distribuidores locales dentro de sus sistemas. (Fuente: R CREG 003/94, Art. 8)
ARTÍCULO 5.2.8. PROPOSITOS DEL CODIGO DE REDES, EN LO RELATIVO A DISTRIBUCION. El propósito del código de redes en lo relativo a distribución es: - Permitir el desarrollo, mantenimiento y operación de un sistema eficiente, coordinado y económico para el transporte de energía eléctrica en los sistemas de transmisión regional y distribución local; - Facilitar la libre competencia en el mercado mayorista de energía eléctrica, poniendo los sistemas de transmisión regional y distribución local a disposición de los generadores, comercializadores, grandes consumidores y distribuidores; - Garantizar que todos los usuarios conectados, en proceso de conexión o que proyecten conectarse a los sistemas de transmisión regional y distribución local tengan los mismos derechos y deberes.
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(Fuente: R CREG 003/94, Art. 9)
ARTÍCULO 5.2.9. CONTENIDO DEL CODIGO DE REDES EN LO RELATIVO A DISTRIBUCION. El código de redes en lo relativo a distribución incluirá los siguientes aspectos principales: - Condiciones de conexión, en las que se especifiquen los criterios técnicos mínimos de diseño, construcción, montaje, puesta en servicio, operación, mantenimiento y ambientales que deben cumplir los transportadores y distribuidores locales, y cualquier persona que esté conectada, o que busque conectarse con los sistemas de transmisión regional o distribución local; - Un conjunto de códigos de operación. En ellos deben especificarse las condiciones y procedimientos de operación que deben aplicar los transportadores y distribuidores locales, bajo los cuales otras personas deben operar sus instalaciones y/o sistemas de distribución de energía eléctrica respecto al sistema de transmisión. Los códigos incluirán también los procedimientos y condiciones en caso de salidas de unidades generadoras o de sus equipos asociados, en cuanto sean indispensables para proteger la seguridad de la operación del sistema bajo condiciones normales y de contingencias; - Un código de planeación, en el que se especifique la información a ser suministrada por las personas que se encuentren conectadas o deseen conectarse a los sistemas de transmisión regional y distribución local, a los transportadores y distribuidores locales para que estos planifiquen y desarrollen el sistema. Comprende también, los criterios de planeamiento que deben aplicar tanto los transportadores y distribuidores locales como las demás personas que estén conectadas o que deseen conectarse a los sistemas de transmisión regional y distribución local. (Fuente: R CREG 003/94, Art. 10)
ARTÍCULO 5.2.10. DIFUSION DEL CODIGO DE REDES EN LO RELATIVO A DISTRIBUCION. Los transportadores y distribuidores locales entregarán o enviarán una copia del código de redes en lo relativo a distribución a cualquier persona que la solicite, y podrán cobrar por ella un precio razonable. Si alguna persona considera que el precio exigido por la copia no es razonable, podrá pedirle a la Superintendencia de Servicios Públicos que fije un precio, en cumplimiento del numeral 79.13 de la ley 142 de 1994. (Fuente: R CREG 003/94, Art. 11)
ARTÍCULO 5.2.11. REVISIONES DEL CODIGO DE REDES EN LO RELATIVO A DISTRIBUCION. El Comité de Planeación de que trata el artículo 8o de esta resolución revisará periódicamente la experiencia en la aplicación del código de redes en lo relativo a distribución, con las empresas prestadoras del servicio de energía eléctrica. Posteriormente, enviará a la Comisión un informe sobre el resultado de la revisión, las propuestas de reforma, si las hubiere, y cualquier queja o sugerencia presentada por escrito por cualquiera de las empresas, y que no haya sido incluida en las propuestas de reforma. La Comisión examinará las propuestas y las demás quejas e iniciativas y, en la medida en que
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las considere convenientes, o de oficio, reformará el código de redes en lo relativo a distribución. (Fuente: R CREG 003/94, Art. 12)
ARTÍCULO 5.2.12. CRITERIOS DE PLANEACION, SEGURIDAD Y CALIDAD DEL SERVICIO DE DISTRIBUCION. Los transportadores de los sistemas de transmisión regional y distribución local deben planear, desarrollar, operar y mantener sus sistemas de acuerdo con el código de redes, en lo relativo a distribución, y de acuerdo con las reglas generales que establezca la Comisión. Los transportadores y distribuidores locales deben entregar a la Comisión, y a la Superintendencia, cuando ellas lo pidan, la información que sea necesaria para verificar cómo han cumplido con esta norma, y para que la Comisión pueda revisar cómo funcionan en la práctica los criterios de planeación y seguridad del sistema, y los criterios de calidad del servicio. Para la revisión de tales criterios, se seguirá el procedimiento establecido en el artículo 12o. de la presente resolución. (Fuente: R CREG 003/94, Art. 13)
ARTÍCULO 5.2.13. MAYOR CONFIABILIDAD, CALIDAD Y CONTINUIDAD EN EL SERVICIO DE DISTRIBUCION. Cualquier gran consumidor que utilice los servicios de transporte a través de los sistemas de distribución local y transmisión tiene derecho a exigir su prestación con la confiabilidad, calidad y continuidad especificadas en el código de redes. En el evento en que algún usuario requiera mayor confiabilidad, calidad y continuidad, debe acordar con el transportador o distribuidor local la instalación de redes de suplencia u otros medios, y asumir los costos adicionales correspondientes. (Fuente: R CREG 003/94, Art. 14)
ARTÍCULO 5.2.14. BASES GENERALES DE LOS CARGOS. Las empresas transportadoras y distribuidoras locales se remunerarán mediante cargos por uso y conexión, que serán regulados mediante reglamento que expedirá la Comisión. Los cargos serán transparentes, reflejarán los costos y serán neutrales frente a los usuarios. Los cargos por el uso de los sistemas de transmisión regional y distribución local serán separados de los cargos que se cobren por las conexiones. (Fuente: R CREG 003/94, Art. 15)
ARTÍCULO 5.2.15. BASES DE LOS CARGOS POR USO DEL SISTEMA. Los cargos que adopten los transportadores regionales y distribuidores locales por el uso de los sistemas, deben sujetarse a la metodología que defina la Comisión, ser aprobadas por ésta, y publicados conforme a las siguientes instrucciones: - Una tabla de cargos por concepto de uso del sistema de transmisión regional y distribución local;
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- Una tabla de cargos, si fuere del caso, para el cobro del suministro, instalación y mantenimiento de medidores o de otros equipos auxiliares en los puntos de entrada o de salida, cuyo costo no esté incluido en los cargos por uso de las redes; - Otras materias que especifique la Comisión, con similar propósito. (Fuente: R CREG 003/94, Art. 16)
ARTÍCULO 5.2.16. BASES DE LOS CARGOS DE CONEXION. Los cargos de conexión, que apruebe la Comisión, y la demás información asociada que preparen y publiquen los transportadores de los sistemas de transmisión regional y distribución local, deben incluir: - Una tabla que incorpore en forma detallada aquellos elementos que tengan costos significativos, incluyendo los costos de administración, operación y mantenimiento, los cuales pueden ser utilizados al hacer las conexiones en los puntos de ingreso o de salida a los sistemas de transmisión regional y distribución local, por los cuales debe cobrar el propietario; y una tabla de los costos unitarios estimados de tales elementos, o una explicación del método que se utilizará para calcular tales costos; - Los principios y la metodología a los que se ceñirán para establecer los cargos por concepto de extensiones o refuerzos de los sistemas de transmisión regional y distribución local necesarios para hacer una conexión; y por concepto de las instalaciones y equipos de subestaciones necesarios para hacer la conexión. La metodología deberá ser acorde con la definida por la Comisión; - Los principios y la metodología con base en los cuales se calcularán los cargos por desconexiones del sistema, y la remoción de instalaciones y equipos, cuando hubiere lugar a ello; e, - Información adicional que establezca periódicamente la Comisión. - Todas las metodologías deben ser acordes con las adoptadas por la Comisión. (Fuente: R CREG 003/94, Art. 17)
ARTÍCULO 5.2.17. CONTRATOS DE CONEXION. A solicitud de un generador, un gran consumidor, otro transportador regional o distribuidor local, los transportadores regionales y distribuidores locales deben ofrecer la celebración de un contrato de conexión al sistema de transmisión regional o distribución local, o para modificar una conexión existente, que contendrá por lo menos las siguientes precisiones: - Construcción de las obras que puedan requerirse para conectar el sistema de distribución o transmisión regional a cualquier otro sistema, y celebración de los actos o contratos necesarios para ello. Las condiciones técnicas de la conexión deben estar en un todo de acuerdo con los códigos y reglamentos vigentes; - Construcción de las obras para la extensión de los refuerzos del sistema del transportador o distribuidor local que se hagan necesarios o apropiados al hacer conexiones, o modificaciones a una conexión existente; y celebración de los actos o contratos necesarios para ello; - Instalación de los medidores apropiados, de los equipos de corte y protección y de otros
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aparatos que puedan necesitarse para permitir al transportador o distribuidor local medir e interrumpir el suministro a través de la conexión; - La fecha en la cual se completarán los trabajos requeridos para permitir acceso al sistema del transportador o distribuidor local, fecha a partir de la cual, si los trabajos no están concluidos, se configura el incumplimiento del contrato, y, consecuentemente, podrá constituirse en mora al transportador, sin que medie requerimiento judicial, conforme a lo establecido en la Ley 142 de 1994; - Materias adicionales tales como plazo del contrato, revisiones del mismo por cambios del sistema, garantías financieras y otros aspectos que se estimen conducentes para garantizar el cumplimiento del contrato. Los cargos de conexión que deberá pagar el solicitante al transportador o distribuidor local, estarán en todo de acuerdo con las bases de los cargos de conexión que haya elaborado éste. Cuando el generador, el gran consumidor, el transportador regional o el distribuidor local sea propietario del sistema de conexión no pagará cargos por este concepto. Sin perjuicio de lo establecido en esta resolución, los propietarios de los bienes de conexión a los sistemas de transmisión regional y distribución local están obligados a efectuar la reposición del equipo al final de su vida útil, o en caso de pérdida total; en estos eventos, se podrán establecer nuevos contratos de conexión. Asimismo, podrán establecer convenios con transportadores o distribuidores locales para la operación y mantenimiento de esos equipos. (Fuente: R CREG 003/94, Art. 18)
ARTÍCULO 5.2.18. COTIZACIONES DE CONEXION. Los transportadores de los sistemas de transmisión regional o distribución local, deben suministrar al generador, gran consumidor, transportador regional o distribuidor local que esté interesado, la información necesaria para que éste pueda hacerle una solicitud de cotización de conexión. La solicitud de cotización debe contener toda la información que permita al transportador elaborar su oferta en un plazo máximo de tres (3) meses, a partir del recibo de dicha petición. La oferta para conexión contendrá detalladamente los siguientes aspectos: a) Todos los trabajos que se requieran para la construcción o modificaciones de los puntos de entrada o de salida del sistema existente, o para refuerzos al sistema de conexión, o para la instalación de medidores, equipos de corte y protección u otros aparatos indispensables para que el contrato pueda cumplirse. b) Los cargos que serían aplicables si se acepta la propuesta y la fecha en la cual se terminarán las obras, si hubiere lugar a ellas. El transportador o distribuidor local no estará obligado a presentar una oferta si con ello viola el código de red o cualquier otra norma de carácter técnico o ambiental de forzoso cumplimiento, previa justificación de su negativa. (Fuente: R CREG 003/94, Art. 19)
ARTÍCULO 5.2.19. SERVIDUMBRE DE ACCESO. Si transcurridos cuatro (4) meses a partir del recibo de la solicitud de cotización, el transportador o distribuidor local no se ha puesto de
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acuerdo con las personas que hayan solicitado una cotización, a solicitud de las mismas la Comisión puede imponer, por la vía administrativa, una servidumbre de acceso a quien tenga derecho al uso de la red, conforme a las disposiciones previstas en la Ley 142 de 1994 y demás normas concordantes. Al adoptar la decisión de imponer la ejecución de la servidumbre al transportador o distribuidor local, la Comisión definirá, además de los aspectos técnicos y operativos pertinentes, los siguientes: - El predio en cuyo favor se impone, que será aquel en donde se origina o capta la energía cuyo acceso a la red se pretende; - La empresa sujeta a la servidumbre, que será aquella que tenga el uso de la red, bien como propietaria, o a cualquier otro título; - Los cargos que puede cobrar el transportador o distribuidor local, teniendo en cuenta las bases de los cargos que hayan sido publicados por aquél; - Que el desempeño del transportador o distribuidor local, en obediencia al acto que impone la servidumbre, no implique una violación de sus deberes legales, o de los códigos técnicos y normas que sean aplicables; - Que los términos de los contratos futuros que celebre el transportador o distribuidor local, con objeto similar al de la servidumbre, sean, en lo posible, parecidos al de la servidumbre impuesta. En todo caso, al decidir si es necesario imponer la servidumbre, la Comisión examinará si la renuencia del transportador o distribuidor local implica una violación de los deberes legales relacionados con el acceso o conexión, o una conducta contraria a la libre competencia, e impondrá las sanciones del caso o solicitará a la Superintendencia su imposición, si fuere de su competencia. La imposición de la servidumbre no excluye la aplicación de las sanciones que fueren procedentes, conforme a las disposiciones contenidas en la Ley 142 de 1994 y demás normas concordantes. El solicitante puede renunciar a la servidumbre impuesta por la Comisión, y ésta dejará de ser obligatoria para el transportador o distribuidor local. La Comisión podrá, también, imponer servidumbres, si las partes de un contrato de acceso o conexión no se avienen en materias relacionadas con su ejecución, modificación, terminación o liquidación, en cuanto fuere necesario. (Fuente: R CREG 003/94, Art. 20)
PARTE 3 REGULACIÓN SOBRE INSTALACIÓN DE EQUIPOS EN REDES PROPIAS O DE TERCEROS PARA ELIMINAR RESTRICCIONES ARTÍCULO 5.3.1. Cualquier empresa que preste el servicio público de energía eléctrica podrá instalar equipos que remuevan las restricciones existentes en las redes de transporte, sean
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estas de su propiedad o no. (Fuente: R CREG 094/96, Art. 1)
ARTÍCULO 5.3.2. La empresa que haga la instalación correspondiente, suministrará a la CREG toda la información relevante para la fijación de los cargos pertinentes, que podrá aplicar por concepto del uso del activo o activos instalados. (Fuente: R CREG 094/96, Art. 2)
PARTE 4 POR LA CUAL SE MODIFICAN LAS NORMAS DE CALIDAD DE LA POTENCIA ELÉCTRICA APLICABLES A LOS SERVICIOS DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA ARTÍCULO 5.4.1. EQUIPOS DE MEDICIÓN. La medición de la calidad de la potencia se deberá efectuar con los equipos reconocidos en la Resolución CREG 082 de 2002 , así: - Unidad constructiva CCS9: Sistemas de Medida y Calidad (Equipos de Registro de Calidad de Potencia y sistema de procesamiento). - Equipo “Unidad de adquisición de datos”, reconocido, entre otras, en las unidades constructivas N2S1 a N2S6, N2S8 a N2S12, N2S15 a N2S18, N3S1 a N3S16, N3S19, N3S20 y N4S1 a N4S18. Para efectos de la medición de la calidad de la potencia, los mencionados equipos deberán reunir las condiciones técnicas que permitan cumplir al menos las siguientes características y funciones: - Medir el indicador THDV en el barraje, de acuerdo con el Estándar IEEE 519 (1992). - Medir la relación entre el voltaje de secuencia negativa y el voltaje de secuencia positiva (V(2) / V(1)) en el barraje, con desempeño Clase A. - Medir hundimientos y picos, de acuerdo con el Estándar IEC 61000-4-30 (2003-02) con desempeño Clase A. - Medir la continuidad del servicio (frecuencia y duración de interrupciones superiores a un minuto). - Medir la desviación estacionaria de la tensión r.m.s (duración superior a 1 minuto) por debajo o por encima de la permitida en el numeral 6.2.1 del Anexo 1 de esta resolución. - Medir el indicador PST, de acuerdo con el Estándar IEC-61000-4-15 (2003-02), o al menos permitir descargar, en medio magnético, información digital de la forma de onda del voltaje, para ser procesada en otra parte del sistema, como se establece en el artículo 5, con una velocidad de muestreo mínima de 1024 muestras por segundo.
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- Estar dotado de un sistema de procesamiento de datos capaz de realizar descargas automáticas de información, de estas medidas, en medio magnético, desde los medidores, y capaz de generar de forma automática los reportes indicados en el literal e) del artículo 5o de la presente resolución. Los equipos de medida y su sistema de procesamiento de datos forman el sistema de medición y registro. El sistema completo de medición y registro debe estar en capacidad de procesar indicadores y medir, de forma automática, la Frecuencia y Duración de las interrupciones. El sistema debe permitir a las empresas centralizar los datos obtenidos, de forma automática, antes de su envío a la CREG. La CREG podrá solicitar el reporte de parámetros e indicadores de voltaje adicionales a los mencionados en el presente artículo, sin que esto implique cambios en los equipos de medida. (Fuente: R CREG 024/05, Art. 3) (Fuente: R CREG 016/07, Art. 2)
ARTÍCULO 5.4.2. PLAN PARA INSTALAR EL SISTEMA DE MEDICIÓN Y REGISTRO. Los Operadores de Red deberán instalar los respectivos sistemas de medición de calidad de la potencia suministrada de tal forma que, a partir del 1o de octubre de 2007, sea posible realizar mediciones en el 100% de las barras de las subestaciones de Niveles de Tensión 4, 3 y 2, así como en el 100% de los circuitos en los Niveles de Tensión 4, 3 y 2, cuya unidad constructiva lo reconozca. Se permitirá realizar la medida en los circuitos a través de una lógica con el interruptor respectivo. PARÁGRAFO: Para los Operadores de Red que, a la fecha de expedición de esta resolución, han reportado la información dentro del Plan Piloto establecido en la Circular 034 de 2006 el plazo para la medición de la calidad de la potencia de que trata este artículo, será el 7 de enero de 2008. (Fuente: R CREG 024/05, Art. 4) (Fuente: R CREG 016/07, Art. 3)
ARTÍCULO 5.4.3. PLAN DE RECOLECCIÓN DE DATOS. Para cada punto de medida se usará la siguiente metodología para procesar la información cada 10 minutos: a) Descarga de información. Se descargan 10 minutos de la señal Tensión contra Tiempo del registrador. Posteriormente a esto, la memoria del registrador destinada a almacenar esta información, puede ser borrada; b) Almacenamiento de fluctuaciones estacionarias de tensión. Las desviaciones, en valor absoluto, de la tensión r.m.s de duración superior a 1 minuto e iguales o superiores al 10% de la tensión nominal, se deberán almacenar separadamente de las discontinuidades por interrupción de duración superior a un minuto. Se dejará constancia de la existencia de estas en los registros de PST según lo indicado en el literal f) de este artículo; c) Almacenamiento de interrupciones. Las discontinuidades en la prestación del servicio, superiores a un minuto y con tensión menor al 10% de la tensión nominal, se deberán almacenar en forma separada. Se dejará constancia de la existencia de estas en los registros de PST según lo indicado en el literal f) de este artículo;
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d) Cálculo del PST. Usando el algoritmo descrito en el Estándar IEC-61000-4-15 (2003-02) se calcula el PST a partir de la información descargada. El ejecutable para calcular el PST a partir de la información, en medio magnético, de la señal de tensión, podrá ser tomado de la página web de la CREG; e) Almacenamiento voltaje de secuencia negativa. Se tomará al menos una medida de la relación V(2) / V(1) (Voltaje de Secuencia Negativa sobre Voltaje de Secuencia Positiva) en cada barraje de subestación donde se conecten unidades constructivas reconocidas, según lo descrito en el artículo 3o. En caso que V(2) y V(1) sean simultáneamente menores al 10%, la relación tomará el valor de cero. Se dejará constancia de esta medición en los registros de PST según lo indicado en el literal f); f) Almacenamiento de PST. La información es almacenada en un archivo del tipo "csv" llamado CEL_Semana_j_PM.csv; donde j corresponde al número de la semana, y PM corresponde al nombre del punto de medida. Para efectos de administración de esta información, los operadores de red reportarán a la CREG los nombres de los puntos de medida exigidos en la presente resolución que no se encuentren definidos en la base de datos de calidad. Para cada intervalo de tiempo se registra la Fecha y Hora en la cual comienza el período de evaluación del PST, el número de interrupciones que comenzaron en el intervalo y la duración total de las interrupciones durante este (en segundos), el número de Desviaciones Estacionarias de Tensión (DET) que comenzaron en el intervalo, y la duración total de las DET durante este (en segundos), el valor del PST para cada fase medida, con dos cifras decimales, y el valor de la relación V(2)/V(1), con cuatro cifras decimales, utilizando el siguiente formato: "dd/mm/aaaa, hh:mm, NI, DI, NDET, DDET, Pst_R, Pst_S, Pst_T, V2V1". (dd = día, mm = mes, aaaa = año, hh = hora, mm = minuto, NI = Número de interrupciones, DI = Duración de interrupciones, NDET = Número de DET, DDET = Duración de las DET, Pst_R S ó T = PST por fases, V2V1 = relación V(2) / V(1)); g) Almacenamiento de eventos. La información de los eventos de tensión debe ser almacenada en un archivo del tipo “csv” llamado ET_Semana_j_PM.csv; donde j corresponderá al número de la semana y PM corresponderá al nombre del punto de medida. Para efectos de administración de esta información, los operadores de red reportarán a la CREG los nombres de los puntos de medida exigidos en la presente resolución que no se encuentren definidos en la base de datos de calidad. Para cada evento se registrará la fecha y hora en la cual comenzó el evento; la mayor desviación (positiva o negativa) normalizada respecto al voltaje USR definido en el Estándar IEC 61000-4-30 (2003-02), por fase, con cuatro cifras decimales; y la duración del evento (en segundos) con dos cifras decimales, utilizando el siguiente formato: “dd/mm/aaaa, hh:mm, DV_R, DV_S, DV_T, TET”. (dd = dia, mm = mes, aaaa = año, hh = hora, mm = minuto, DV_R, S ó T = Mayor desviación -positiva o negativa- por fase, TET = duración del evento). Los parámetros enunciados se calculan usando el algoritmo descrito en el Estándar IEC-61000-430 (2003-02). Si el Registrador está en capacidad de medir el PST directamente, se descargará el valor del
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PST registrado, y en este caso no se aplicará lo establecido en los literales a) y d) de este artículo. La CREG, a través de circular, definirá los medios que deberán seguir los Operadores de Red para el reporte de la información de que trata la presente resolución, y el formato con información básica de los puntos de medida. (Fuente: R CREG 024/05, Art. 5) (Fuente: R CREG 016/07, Art. 4)
ARTÍCULO 5.4.4. MODIFICACIÓN DE LA FECHA PARA EL INICIO DE LA SEMANA 1 DEL PLAN DE RECOLECCIÓN DE DATOS Y DEL ESTUDIO DE DIAGNÓSTICO PRELIMINAR. Para efectos del Plan de Recolección de Datos de que trata el artículo 5.4.3 de esta resolución, la semana 1 corresponderá a la semana que se inicia el 1o de octubre del año 2007, fecha a partir de la cual se considerará la información que debe incluir el estudio de diagnóstico preliminar, cuya duración será informada por la Comisión mediante circular. Quedan modificadas en estos términos las fechas previstas en el artículo 5o de la Resolución CREG024 de 2005 para el inicio de la semana 1, y de las 27 semanas que debe comprender el estudio de diagnóstico preliminar. PARÁGRAFO. Para los Operadores de Red que, a la fecha de expedición de esta resolución, han reportado la información dentro del Plan Piloto establecido en la Circular 034 de 2006, la semana 1 corresponderá a la semana que inicia el 7 de enero de 2008. (Fuente: R CREG 016/07, Art. 5)
ARTÍCULO 5.4.5. LÍMITES DEL PST. Los límites máximos exigidos para PST serán definidos por la CREG a partir de los resultados que se obtengan de los estudios de diagnóstico que deberá elaborar cada Operador de Red de su respectivo Sistema. La Dirección Ejecutiva informará mediante circular el alcance de dichos estudios. Inicialmente el cumplimiento de los límites se verificará a partir del autocontrol que deberá implementar cada OR. El sistema de autocontrol podrá ser revaluado por la CREG si lo considera necesario. (Fuente: R CREG 016/07, Art. 6)
ARTÍCULO 5.4.6. REPORTE VALORES DE INDICADORES. El Operador de Red deberá enviar semanalmente a la CREG un archivo comprimido de tipo "zip", que contenga únicamente los archivos "csv" con las 1008 medidas y los eventos de tensión (para cada semana y para cada punto de medida) usando los formatos explicados anteriormente. El archivo comprimido será llamado Semana_j.zip; donde j corresponde al número de la semana. Se entiende que cada semana comienza el día lunes a las 00:00:00 horas y termina el día domingo a las 23:59:59 horas. El plazo para reportar la información de la semana anterior será de 3 días contados a partir del último día de la semana. El estudio de diagnóstico preliminar durará 27 semanas, contadas a partir del 31 de julio de 2006. (Fuente: R CREG 024/05, Art. 6)
ARTÍCULO 5.4.7. LÍMITES DEL PST. Los límites máximos exigidos para PST serán definidos por la CREG a partir de los resultados que se obtengan de los estudios de diagnóstico que deberá elaborar cada Operador de Red de su respectivo Sistema. La Dirección Ejecutiva
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informará mediante circular el alcance de dichos estudios. Inicialmente el cumplimiento de los límites se verificará a partir del autocontrol que deberá implementar cada OR. El sistema de autocontrol podrá ser revaluado por la CREG si lo considera necesario. (Fuente: R CREG 024/05, Art. 7) (Fuente: R CREG 016/07, Art. 6)
ARTÍCULO 5.4.8. ACLARACIÓN. El cumplimiento de los indicadores PST y THDV no exonera al OR de las responsabilidades derivadas del daño ocasionado en equipos de los usuarios, o de perjuicios adicionales generados por la anomalía. Sin embargo, la automatización en la forma de procesamiento de registros puede servir como elemento probatorio en reclamaciones a la empresa. (Fuente: R CREG 024/05, Art. 8)
PARTE 5 POR LA CUAL SE ESTABLECEN LAS ÁREAS DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA -ADDARTÍCULO 5.5.1. CONFORMACIÓN DE LAS ÁREAS DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA - ADD. Se conforman cuatro (4) ADD integradas por el conjunto de redes de Distribución Local destinadas a la prestación del servicio de los OR enumerados en cada una de ellas. ADD Norte 1. Electrificadora de la Costa Atlántica S. A. E.S.P. 2. Electrificadora del Caribe S. A. E.S.P. ADD Oriente 1. Centrales Eléctricas del Norte de Santander S.A. E.S.P. 2. CODENSA S. A. E.S.P. 3. Compañía Energética del Tolima S.A. E.S.P. 4. Electrificadora de Santander S. A. E.S.P. 5. Electrificadora del Caquetá S.A. E.S.P. 6. Electrificadora del Huila S. A. E.S.P. 7. Electrificadora del Meta S. A. E.S.P. 8. Empresa de Energía de Arauca S. A. E.S.P.
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9. Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P. 10. Empresa de Energía de Casanare S.A. E.S.P. 11. Empresa de Energía de Cundinamarca S.A. E.S.P. 12. Empresa de Energía del Bajo Putumayo S.A. E.S.P. 13. Empresa de Energía del Putumayo S.A. E.S.P. 14. Empresa de Energía del Valle del Sibundoy S.A. E.S.P. 15. Empresa de Energía Eléctrica del Departamento del Guaviare S.A. E.S.P. 16. Ruitoque S. A. E.S.P. ADD Centro 1. Central Hidroeléctrica de Caldas S.A. E.S.P. 2. Centrales Eléctricas de Nariño S.A. E.S.P. 3. Centrales Eléctricas del Cauca S.A. E.S.P. 4. Compañía de Electricidad de Tuluá S.A. E.S.P. 5. Empresa de Energía de Pereira S.A. E.S.P. 6. Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P. 7. Empresa de Energía del Quindío S.A. E.S.P. 8. Empresas Municipales de Cali EICE E.S.P. 9. Empresas Municipales de Cartago S.A. E.S.P. 10. Empresas Municipales de Energía Eléctrica S.A. E.S.P. 11. Empresas Públicas de Medellín E.S.P. 12. Municipio de Campamento S. A. E.S.P. ADD Occidente
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1. Distribuidora del Pacífico S.A. E.S.P. PARÁGRAFO. Los nuevos SDL quedarán integrados a una de las ADD definidas de acuerdo con la ubicación del mayor porcentaje de sus activos dentro de las referidas áreas. (Fuente: R CREG 058/08, Art. 1)
ARTÍCULO 5.5.2. CARGO POR USO ÚNICOS POR NIVEL DE TENSIÓN. Los Cargos por Uso Únicos para cada Nivel de Tensión para un mercado de comercialización asociado con el sistema del OR j, que a su vez hace parte del Área de Distribución de Energía Eléctrica a, serán calculados y publicados por el Liquidador y Administrador de Cuentas -LAC, de acuerdo con las siguientes expresiones: Los cargos por uso unificados de los niveles de tensión 1, 2 y 3 de una misma ADD serán:
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Donde: DtUNn,m,a: Cargo por Uso Único del Nivel de Tensión n, (con n= 1, 2 o 3), para aplicar en el mes m en la ADD a. Dtn,j,m,k: Cargo por Uso del Nivel de Tensión n, (con n= 1, 2 o 3), correspondiente al mes m del año k del OR j. Cuando, de conformidad con lo establecido en el artículo 3 de la presente resolución, un OR
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entregue al LAC un Dtn,j,m,k que difiere en más de un 7% respecto del informado en el mes anterior, el OR deberá entregar la justificación que corresponda. Si el OR no justifica dicha variación se entenderá que el dato no fue reportado, el LAC deberá utilizar el valor inmediatamente anterior e informar este incumplimiento a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. mi: Primer mes de operación de un ADD. TA: Número Total de OR que conforman una ADD. EFn,j,m: Energía facturada en el mes m, con la tarifa del Nivel de Tensión n por el OR j a todos los Comercializadores que atienden usuarios conectados al SDL del OR j. Corresponde a la información de cargos por uso facturados por los OR a los Comercializadores en cada Nivel de Tensión reportada por los OR al SUI. Qn,m,a: Delta de ingresos para incluir en el cargo único del nivel de tensión n para el mes m en el ADD a. Su máximo valor será el 3% de los ingresos reconocidos para los OR en una misma ADD. An,m,a: Diferencia de ingresos acumulada de la ADD a, en el Nivel de Tensión n, en el mes m, actualizado con el IPP del mes m-1. In,m,a: Diferencia de ingresos de la ADD, en el Nivel de Tensión n, en el mes m, incluyendo reliquidaciones por parte del LAC actualizadas al momento de su incorporación, sin que cause sucesivas reliquidaciones entre el mes de reliquidación y el de la fecha de cálculo de esta variable. Durante los dos primeros meses de aplicación del cargo unificado a cero.
In,m,a será igual
IngRj,n,m: Ingresos Reconocidos al OR j, en el Nivel de Tensión n, del mes m. DtUNRn,m-2,a: Cargo por Uso Único del Nivel de Tensión n (con n= 1, 2 o 3), revisado para el mes m-2 en la ADD a. En caso de que la totalidad o fracción de los Activos de Nivel de Tensión 1 no sean propiedad del OR, el Comercializador deberá descontar del Cargo por Uso Único del nivel de Tensión 1, el cargo que remunera inversión (CDIj,1,m,k) que corresponda, aprobado a cada OR. El descuento se efectuará siempre en su totalidad del cargo de distribución unificado independientemente de que el mismo sea inferior al CDI j,1,m,k. El Comercializador deberá informar de los descuentos que efectúe a los usuarios por este concepto al LAC e igualmente debe reportar la EFj,1,m,p correspondiente, con copia al OR respectivo, para que sea considerado como parte de la liquidación, según lo indicado en el Artículo 5 de la presente Resolución. Dicha información deberá ser enviada por el Comercializador a más tardar el mes siguiente al de aplicación del descuento. Cuando un OR ingrese a una ADD no participará en el cálculo de la variable In,m,a y por tanto dicha variable será igual a cero para este agente durante los dos primeros meses de aplicación
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de su tarifa. Cuando un OR salga de una ADD será tenido en cuenta en el cálculo de la variable In,m,a durante los dos meses posteriores a su salida, valor que podrá trasladar a sus usuarios. En caso de incumplimiento de suministro de información de energía para un mes determinado por parte de un OR, el LAC calculará la energía como el promedio de los últimos doce meses de que se tenga información o, de no contar con ella, con base en la información disponible en el SIC. De no contar con los doce (12) meses de información, el LAC tomará el promedio de los meses de los que tenga datos. En el caso de que la cifra total de la energía reportada por un OR para los cálculos de los cargos unificados para un mes determinado sea inferior al 60% del valor promedio de la demanda registrada en el SIC para los comercializadores del mercado de los últimos doce meses o superior al 160% del mismo promedio, se entenderá como incumplimiento de información y el LAC usará la información disponible en el SIC para el cálculo del cargo único preliminar. Cuando suceda esta situación, el OR deberá validar ante el LAC que la información inicialmente reportada es veraz en el plazo de tres (3) días siguientes al de la publicación de los cargos preliminares por parte del LAC. Una vez validada la información el LAC deberá calcular el cargo unificado incluyendo la misma. De lo contrario, se procederá de la siguiente manera: -- Si el OR es Deficitario, sin perjuicio de las acciones que se deriven por el reporte incorrecto de la información, se entenderá que la misma no es correcta y se procederá a excluir del cálculo del DtUN a dicho OR, con lo que igualmente se entiende que dicho OR queda suspendido para la aplicación de la metodología de ADD hasta tanto dicha información sea corregida. Aunque un OR suspendido sigue siendo parte del ADD definida por el Ministerio de Minas y Energía, la suspensión implica que dicho OR no podrá cobrar el cargo unificado del ADD a sus usuarios y se le aplicará el mismo procedimiento de un OR que sale de un ADD. Cuando la información causante de la suspensión sea corregida en la base de datos que corresponda, se aplicará el mismo procedimiento de un OR que ingresa al ADD. -- Si el OR es Excedentario, sin perjuicio de las acciones que se deriven por el reporte incorrecto de la información, el cálculo del DtUN se realizará con el valor promedio utilizado para el DtUN preliminar y cuando la información sea corregida, se efectuarán los ajustes y refacturaciones que correspondan. (Fuente: R CREG 058/08, Art. 2) (Fuente: R CREG 133/13, Art. 2)
ARTÍCULO 5.5.3. REPORTE DE LA INFORMACIÓN. Las reglas que deben observarse para el reporte de la información a usar por el LAC para el cálculo de los DtUN n,m,a y la distribución de ingresos son las siguientes: -- La información de los Dtj,n,m,k para calcular los DtUNn,m,a será entregada por los OR al LAC,
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según el formato que se defina para tal fin y con la periodicidad requerida por el LAC. -- La información EFj,1,m-2,l,b y EFj,nm-2 será obtenida de la energía reportada por los OR al SUI, con la que se facturaron los cargos por uso, en todos los niveles de tensión, a los Comercializadores que atienden usuarios en su sistema. -- En caso de que un OR no entregue la información oportunamente y como consecuencia de ello, en la liquidación que efectúe el LAC se obtengan menores ingresos para dicho OR, comparados con los que hubiere obtenido con la información no reportada, se asumirá que dicho agente hizo uso de su prerrogativa de cobrar un cargo inferior al máximo. Sin perjuicio de lo anterior, el LAC utilizará la última información reportada por dicho OR o en su defecto, la última información de que se disponga a partir de los comercializadores que atiendan usuarios conectados a su sistema. -- Si como consecuencia de la falta de reporte oportuno de la información, o como consecuencia de la entrega de información incorrecta, se calculan mayores ingresos comparados con los que hubiere obtenido con la información veraz y oportuna, la diferencia de ingresos será parte del cálculo del 1,m,a o del n,m,a según corresponda y el comportamiento del agente será informado a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para que adelante las actuaciones a que haya lugar. Respecto del monto de diferencia se calcularán intereses a la fecha con la tasa de interés bancario corriente para consumo, certificado por la entidad competente, vigente en la fecha, para que sean integrados como parte del cálculo del 1,m,a o del n,m,a según corresponda, los que deberá pagar el OR que es responsable por la diferencia de información. -- Cuando como consecuencia de no entregar información oportuna y correcta se obtengan mayores ingresos para un ADD, dichos ingresos serán reintegrados a los usuarios a través del n,m,a.
(Fuente: R CREG 058/08, Art. 3)
ARTÍCULO 5.5.4. LIQUIDACIÓN. El LAC deberá cumplir las siguientes funciones: -- Recopilar mensualmente la información que se requiera de cada OR a través de los formatos que establezca para tal fin, dentro del mes siguiente a la entrada en vigencia de la presente Resolución. Dichos formatos deberán ser revisados por la CREG con antelación a su utilización. -- Mensualmente, el LAC consultará el SUI para recopilar la información de los reportes de la energía vendida por cada comercializador en un Mercado de Comercialización y en cada Nivel de Tensión y facturada por cada OR, por concepto de cargos por uso de su sistema, a los Comercializadores. -- La información de la energía requerida para el cálculo de los cargos por uso únicos por Nivel de Tensión de un mes determinado será publicada dentro de los últimos cuatro (4) días calendario del mes anterior al de aplicación. Dentro de los tres (3) días siguientes al de esta publicación, el LAC podrá corregirla de oficio o a solicitud de parte. Solo se aceptarán solicitudes de modificación relativas a la consistencia entre la información publicada y la
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existente en el SUI. -- En caso que un OR, en el plazo de tres (3) días siguientes al de la publicación de la información por parte del LAC, advierta que la información no corresponde con la registrada en el SUI, el OR deberá solicitar al SUI la respectiva modificación y paralelamente, informarle al LAC para que la información corregida sea tenida en cuenta en los cálculos. En caso de que el OR, en el mismo plazo, no envíe ningún comentario al LAC sobre la información publicada, se asumirá que se encuentra de acuerdo con la misma. -- Una vez agotado el plazo para comentarios, el LAC calculará los cargos únicos e ingresos que correspondan, con la información previamente publicada sin que el LAC sea responsable por la veracidad de los mismos, salvo que haya recibido comentarios y no hayan sido debidamente atendidos, conforme a lo establecido en el presente Artículo. -- Calcular mensualmente los DTUNn,m,a preliminares y publicarlos, junto con las bases de cálculo, dentro de los primeros siete (7) días calendario de cada mes para que sean revisados por los agentes dentro de los (2) dos días siguientes a su publicación. -- Calcular mensualmente los DTUNn,m,a y publicarlos, los que deberán ser incluidos por los Comercializadores en la liquidación de las transacciones de energía a sus usuarios. Dicha liquidación incluirá las bases de cálculo y las posibles observaciones que hayan sido oportunamente presentadas. -- Calcular mensualmente los Ingresos Reconocidos a cada OR y revisar las bases de cálculo de los Cargos Unificados aplicados en el mes para el cual se calcula la liquidación. En caso que existan modificaciones a la información inicialmente utilizada, se seguirá el procedimiento contenido en el artículo 3 de la presente resolución. -- Mantener registro de todas las liquidaciones y transacciones en una base de datos para su consulta inmediata. -- El LAC publicará el listado de Comercializadores presentes en cada ADD, por OR y por cada nivel de tensión. -- El LAC debe calcular el índice RIa,n,m para cada ADD a y los índices RIORj,a,n,m para cada OR según las siguientes expresiones, siempre y cuando en dicha ADD no exista un OR en etapa de transición:
Donde: RIa,n,m: Relación entre los ingresos obtenidos y los reconocidos por todos los OR de un ADD
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a, en el nivel de tensión n, calculado en un mes m determinado. RIORj,a,n,m: Relación entre los ingresos obtenidos y los reconocidos para el OR j de un ADD a, en el nivel de tensión n, calculado en un mes m determinado. m0: Primer mes en el que el OR j forma parte del ADD a. TA: Número total de OR que conforman el ADD a. n: Nivel de tensión 3, 2 o 1 IngORj,n,m: Ingresos del OR j, en el Nivel de Tensión n, del mes m variando entre m0 y m-2. Para el cálculo de esta variable no se deben tener en cuenta las reliquidaciones ni modificar la información histórica. IngRj,n,m: Ingresos Reconocidos al OR j en el Nivel de Tensión n del mes m, variando entre m0 y m-2, sin tener en cuenta los valores de intereses de que trata el Artículo 3o de la presente resolución. Para el cálculo de esta variable se deben tener en cuenta las reliquidaciones modificando únicamente la información para el mes reliquidado. CDIj,1,m,b,p: Cargo Máximo del Nivel de Tensión 1 que remunera inversión al OR j para el mes m, variando entre m0 y m-2, aéreo (b=1) o subterráneo (b=2), según la proporción reconocida (p=1 cuando se reconoce el 100% de la inversión o p=2 cuando se reconoce el 50%). Esta variable será igual a cero (0) para el cálculo de RIa,n,m de los niveles de tensión 2 y 3. IPPm-1: Índice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al mes m-1. IPPo: Índice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al mes de diciembre de 2007. EFj,1,m,p: Energía facturada en el mes m, variando entre m0 y m-2, en el Nivel de Tensión 1, por todos los Comercializadores que atienden usuarios conectados al SDL del OR j, propietarios de la fracción o totalidad de los Activos de Nivel de Tensión 1. Los índices RIa,n,m y RIORj,a,n,m deben ser calculados y publicados a más tardar el décimo día hábil del mes m que corresponda, en los siguientes eventos: i) El primer cálculo se efectuará el segundo mes siguiente al de entrada en vigencia de la presente resolución. ii) En febrero y agosto de cada año. iii) Al segundo mes siguiente al de finalización de la transición de que trata el artículo 7 de la presente resolución. Cuando existan OR en la etapa de transición no son aplicables los cálculos de que tratan los literales anteriores. iv) Al segundo mes siguiente al de modificación de la conformación de una ADD existente. En caso de que algún OR presente índices mayores que otro(s), en el mismo plazo establecido para el cálculo y publicación de los índices, el LAC deberá efectuar la liquidación y establecer los valores que deban ser trasladados entre los OR respectivos, de tal manera que todos los
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OR de una misma ADD cuenten con el mismo índice RIORj,a,n,m que a su vez deben ser iguales al RIa,n,m. En el mismo plazo establecido para establecer los valores a ser trasladados, el LAC deberá publicar las memorias de cálculo. El LAC deberá garantizar que todos los OR de una misma ADD cuenten con el mismo índice RIORj,a,n,m que a su vez deben ser iguales al RIa,n,m. Los OR tendrán un plazo de cinco (5) días hábiles, siguientes al de la publicación de la información del LAC, para trasladar los valores correspondientes. El LAC debe publicar los DtUNn,m,a dentro de los catorce (14) días calendario del mes que corresponda. (Fuente: R CREG 058/08, Art. 4) (Fuente: R CREG 133/13, Art. 1)
ARTÍCULO 5.5.5. DETERMINACIÓN DE LOS INGRESOS DE CADA OR. El ingreso de cada OR por cada Nivel de Tensión, iniciará a partir del segundo mes de aplicación de los cargos por uso unificados, utilizando las siguientes expresiones:
Donde: IngADDn,m,a: Ingresos del ADD a en el mes m, en el nivel de tensión n. DtUNn,m,a: Cargo por Uso Único del Nivel de Tensión n aplicado en el mes m en el ADD a. CD4,R,m,k: Cargo del Nivel de Tensión 4 ($/kWh), del STR R, para el mes m en el año k. PRn,j: Factor para referir las medidas de energía del Nivel de Tensión n al STN, en el sistema del OR j. TA: Número Total de OR que conforman un ADD. EFj,n,m: Energía facturada en el mes m, en el Nivel de Tensión n (con n=1, 2 o 3), por todos los OR a los Comercializadores que atienden usuarios conectados al SDL del OR j. Esta energía es tomada del reporte de los OR al SUI.
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IngRj,n,m: Ingresos Reconocidos al OR j, en el Nivel de Tensión n, del mes m. Dtj,n,m,k: Cargo por Uso del OR j, del Nivel de Tensión n, correspondiente al mes m del año k. DIn,m,a: Diferencia de ingresos del ADD a, en el Nivel de Tensión n (con n=1, 2 o 3), en el período m-2, utilizado para calcular el DtUNn,m,a del mes m. n: Nivel de Tensión 3, 2 o 1. IngORj,n,m: Ingresos del OR j, en el Nivel de Tensión n, del mes m. CDIj,1,m,b,p: Cargo Máximo del Nivel de Tensión 1, que remunera inversión al OR j, para el mes m, aéreo (b=1) o subterráneo (b=2), según la proporción reconocida (p=1 cuando se reconoce el 100% de la inversión o p=2 cuando se reconoce el 50%). fp: Factor de Productividad Anual. Su valor es 0.0042. a: Número de años transcurridos desde aquel en el que se aprobaron al Operador de Red j, su cargo máximo del Nivel de Tensión 1. Para aquellos OR que obtuvieron aprobación, por primera vez, en el año 2003, a es igual a cero (0) en ese año. IPPm-1: Índice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al mes m-1, teniendo en cuenta lo establecido en el Título 6.5.5 o aquella que la adicione, modifique o sustituya. IPPo: Índice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al mes de diciembre de 2001, teniendo en cuenta lo establecido en el Título 6.5.5 o aquella que la adicione, modifique o sustituya. EFj,1,m,p: Energía facturada en el mes m, en el Nivel de Tensión 1, por todos los Comercializadores que atienden usuarios conectados al SDL del OR j, propietarios de la fracción o totalidad de los Activos de Nivel de Tensión 1 de que trata la Resolución CREG 082 de 2002 , según corresponda, aéreo (b=1) o subterráneo (b=2) y según la proporción reconocida (p=1 cuando se reconoce el 100% de la inversión o p=2 cuando se reconoce el 50%). PARÁGRAFO. El LAC efectuará la determinación de los ingresos de cada OR y comunicará sus resultados a cada OR dentro de los primeros siete (7) días calendario de cada mes. (Fuente: R CREG 058/08, Art. 5) (Fuente: R CREG 068/08, Art. 1)
ARTÍCULO 5.5.6. RECAUDO. Los Comercializadores facturarán y recaudarán de sus usuarios, los cargos por uso unificados según el ADD y el Nivel de Tensión que corresponda. Los Ingresos del OR j en el Nivel de Tensión n serán facturados y recaudados por los OR de la siguiente manera: -- El OR Excedentario es aquel que cuenta con un Cargo por Uso en un nivel de tensión determinado menor que el Cargo Único por Nivel de Tensión de la ADD a la que pertenece. -- El OR Deficitario es aquel que cuenta con un Cargo por Uso, en un nivel de tensión determinado, mayor que el Cargo Único por Nivel de Tensión de la ADD a la que pertenece.
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-- El OR Deficitario facturará y cobrará directamente a los comercializadores que atienden usuarios conectados a su sistema con el Cargo Único por Nivel de Tensión, descontando lo correspondiente al Cargo por Uso del Nivel de Tensión 4 facturado por el LAC y esperará las instrucciones del citado organismo para facturar los valores restantes a los Comercializadores que atienden usuarios de la misma ADD. -- El OR Excedentario facturará y cobrará a los comercializadores que atienden usuarios conectados a su sistema según las instrucciones del LAC, descontando lo correspondiente al Cargo por Uso del Nivel de Tensión 4 facturado. PARÁGRAFO 1. Los cargos serán facturados por el OR a cada comercializador y pagados por éstos en los mismos plazos que operan actualmente. Estos plazos podrán ser modificados de común acuerdo entre las partes. PARÁGRAFO 2. Cuando se presente mora en la cancelación de obligaciones por concepto de uso de Sistemas de Transmisión Regional y/o Distribución Local, podrá ser solicitada la iniciación del programa de limitación del suministro, conforme a lo establecido en el Título 3.7.1 o aquellas que la adicionen, modifiquen o sustituyan. (Fuente: R CREG 058/08, Art. 6)
ARTÍCULO 5.5.7. TRANSICIÓN. La presente resolución se aplicará en dos fases de la siguiente manera: Fase 1 A partir del mes de entrada en vigencia de la presente resolución y hasta que entren en vigencia los costos y cargos calculados con base en la nueva metodología de remuneración de la actividad de Distribución de todos los OR en una ADD, se calcularán los cargos por uso por nivel de tensión, en aquellos departamentos donde exista más de un OR, según las siguientes reglas: -- Cuando en un mismo departamento exista más de un OR y el Cargo por Uso, de un Nivel de Tensión determinado, de al menos uno de ellos sea inferior al Cargo Único de la ADD y exista un OR con un cargo por uso superior al Cargo Unificado, los cargos del (los) OR Excedentario(s) se incrementarán mensualmente de manera proporcional con el incremento resultante según la duración de la transición para el OR Excedentario con el cargo más bajo en la ADD, como se determina más adelante. -- Únicamente para los efectos de la presente transición, se entiende que un OR atiende un departamento cuando a sus redes se encuentren conectados como mínimo el 50% de la totalidad de usuarios existentes al interior de los límites geográficos departamentales o, cuando más del 50% del número de usuarios conectados a un OR se encuentren al interior de los límites geográficos de un mismo departamento. -- Se calcularán los Cargos Únicos para cada Nivel de Tensión en todas las ADD, utilizando, para la determinación del EFj,1,m-2,l,b y de los EFj,n,m, las ventas de los Comercializadores en cada mercado de comercialización tomado del SUI correspondientes al mes de febrero de
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2008. Los Cargos Únicos para cada Nivel de Tensión resultantes permanecerán fijos durante la fase 1, actualizados únicamente por el IPP respectivo. -- El aumento en el cargo de distribución de los OR Excedentarios se aplicará hasta que los OR deficitarios del Departamento alcancen el Cargo Único de la ADD o hasta que el OR Excedentario con el cargo más bajo en la ADD, alcance el Cargo Único Transitorio del departamento. A partir de este momento comenzarán a utilizarse los In,m,a y I1,m,a Cuando un OR Excedentario, que no tenga el cargo más bajo de la ADD, alcance el Cargo Único Transitorio del departamento, no se le seguirá incrementando su tarifa, la cual permanecerá constante hasta el inicio de la fase 2. -- Con independencia de los aumentos o decrementos presentados por los cargos transitorios, todos los cargos serán actualizados con el IPP correspondiente. -- Los recursos adicionales, resultantes de la diferencia entre el cargo inicial del (los) OR Excedentario(s) y el cargo transitorio determinado, se distribuirán, para el cálculo del cargo por uso de los OR deficitarios en el departamento, de tal manera que el cargo por uso del OR más alto en el departamento se disminuya hasta igualar el siguiente más alto del mismo departamento y así sucesivamente. -- Para el inicio de la aplicación de la presente resolución el LAC usará la información de ventas de energía por mercado de comercialización y por nivel de tensión disponible en el SUI correspondiente al mes de febrero de 2008, con sujeción a los siguientes parámetros: i) Para el cálculo de los cargos unificados del Nivel de Tensión 1 se asumirá que la totalidad de la energía de los usuarios residenciales proviene del Nivel de Tensión 2, ii) Para el cálculo de los cargos unificados del Nivel de Tensión 1, el Nivel de Tensión de donde proviene la energía para atender los usuarios no residenciales del Nivel de Tensión 1 se determinará con la información contenida en los formatos B1 y B2 reportados al SUI para los usuarios correspondientes, en caso que no sea posible dicha correspondencia, se asumirá que proviene del Nivel de Tensión 2, iii) cuando en el SUI se encuentre información asociada con usuarios para los cuales el OR no haya informado el cargo respectivo, el LAC no tendrá dicha información de energía en cuenta. De cualquier manera, en caso que se encuentren aspectos no considerados o inconsistencias en la información que no permitan el cálculo de los cargos unificados según lo establecido en la presente resolución, el LAC efectuará los cálculos con la mejor información disponible. -- Los plazos previstos en la presente resolución para el primer cálculo de los cargos únicos por nivel de tensión, recopilación y publicación de cargos unificados con su correspondiente información, no serán de obligatorio cumplimiento y estarán sujetos a la disponibilidad de la información requerida por el LAC y a las herramientas que sean requeridas para efectuar todos los cálculos que debe realizar conforme a lo establecido en la presente resolución. -- Antes del inicio de la fase 2, para el cálculo de los ingresos de los OR a quienes se les aplica la gradualidad descrita en la fase 1 que hayan obtenido aprobación de cargos con base en la nueva metodología y para efectos de la liquidación de ingresos de que trata la presente resolución, se les aplicará lo previsto según sus nuevos cargos e igualmente se les revisarán sus nuevos cargos respecto del cargo unificado de la ADD y de ser necesario, se ajustará la duración y transición de que trata la fase 1.
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-- Los cargos de un OR no serán objeto de modificación alguna por concepto de unificación y su cálculo, liquidación y recaudo seguirán efectuándose conforme a lo establecido en la Resolución CREG 082 de 2002 , cuando: i) en un mismo Departamento exista más de un OR y los Cargos por Uso vigentes, para un mismo Nivel de Tensión, de todos los OR de ese departamento sean iguales o superiores al Cargo Único de la ADD, ii) cuando en un departamento exista un solo OR, iii) cuando en un departamento existan dos o más OR y los cargos de todos ellos sean inferiores al cargo unificado, iv) Cuando un OR atienda dos o más departamentos, independientemente que en alguno de ellos se cumplan las condiciones para iniciar la fase 1 de la presente transición, o v) cuando en un mismo departamento existan dos o más OR y alguno de ellos no haya registrado en el SUI la información requerida para la aplicación de la presente resolución. Fase 2 A partir del mes siguiente al de entrada en vigencia de los cargos aprobados con base en la nueva metodología, para todos los Operadores de Red - OR de un área de distribución - ADD determinada, o a partir de la definición de una nueva cuyos integrantes cuenten con cargos aprobados con base en la nueva metodología, se efectuará una transición para que todos los OR del ADD alcancen el Cargo Único en el número de meses que resulte del determinado en la duración. Para tal fin, el LAC calculará los Cargos Únicos por Nivel de Tensión, para cada ADD, con base en los cargos vigentes a la fecha de aplicación de la presente resolución y calculará para cada OR los cargos por uso transitorios, según los siguientes parámetros: -- Se debe calcular la duración de todas las ADD conformadas al momento de expedición de la presente resolución, con base en la mejor información disponible e implementar su resultado en la transición que corresponda. -- Cada vez que se defina una nueva ADD, se modifique una anteriormente creada o se modifiquen los cargos por uso aprobados de un OR perteneciente a un ADD, se deberán calcular los nuevos cargos por uso únicos por nivel de tensión y las nuevas condiciones de duración y transición y aplicarlos a partir del mes siguiente al de vigencia de la nueva ADD. -- Para el OR excedentario con el cargo por uso más bajo en una ADD, se calculará el porcentaje de incremento mensual que deberá cumplir para llegar al Cargo Único. -- Mientras un OR Excedentario se encuentre en transición, la única variación de su cargo de distribución se efectuará por la correspondiente actualización del cargo con el IPP respectivo y el incremento en el porcentaje definido en la duración, hasta que alcance el Cargo Único, según la siguiente expresión:
Donde:
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Dn,m,k:
Cargo por uso del nivel de tensión n, a aplicar en el mes m del año k, durante el período de la transición por parte del OR Excedentario.
Don:
Cargo por uso del OR Excedentario en el nivel de tensión n, correspondiente al mes de publicación de la presente resolución
f:
Tasa de crecimiento mensual de los cargos en términos reales, su valor será igual al determinado en la duración.
h:
Mes de aplicación del cargo de transición. (h varía entre 1 y 6)
IPPm-1:
Índice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al mes anterior al mes m de prestación del servicio.
IPPs:
Índice de Precios al Productor Total Nacional correspondiente al mes de publicación de la presente resolución.
-- Los recursos obtenidos, resultantes de la diferencia entre los cargos transitorios de un mes determinado y el cargo del OR Excedentario, se distribuirán, para el cálculo del cargo por uso, entre los OR que cuenten con cargos superiores al Cargo Único (OR Deficitarios) en la ADD, de tal manera que el cargo por uso del OR más alto en la ADD se disminuya hasta igualar el siguiente más alto y así sucesivamente hasta que los cargos alcancen el Cargo Único de la ADD. -- En una ADD nueva, los cargos por uso transitorios a emplear por parte de los OR Deficitarios durante los dos primeros meses de aplicación de la transición serán calculados por el LAC con base en la proyección de los recursos a aportar por parte de los OR excedentarios durante dicho período. -- Los cargos por uso transitorios a emplear por parte de los OR Deficitarios, a partir del tercer mes de aplicación de la transición en un ADD nueva o a partir del primer mes de la transición definida con base en la presente resolución en un ADD existente, serán calculados por el LAC considerando los recursos efectivamente aportados por parte de los OR excedentarios y todos los posibles ajustes que requieran para asegurar los ingresos de los OR Excedentarios, según la siguiente expresión:
Donde: DtUNTDn,m,a: Cargo por uso transitorio del nivel de tensión n, a aplicar en el mes m del año k, durante el período de la transición por parte del OR Deficitario j. Dtn,j,m,k:
Cargo por uso del nivel de tensión n, correspondiente al mercado
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del OR j en el mes m del año k, sin aplicar el esquema de ADD. IDefn,m-2,a:
Diferencia de ingresos de los OR Deficitarios en el nivel de tensión n, en el mes m-2, en la ADD a; resultante de restar los ingresos reconocidos de los OR Excedentarios y Deficitarios de los ingresos obtenidos en una ADD en el mismo período.
Dj,n,m,k:
Cargo por uso del nivel de tensión n, a aplicar en el mes m del año k, durante el período de la transición por parte del OR Excedentario j.
EXC:
Total de OR excedentarios en una misma ADD en un mismo nivel de tensión.
EFEn,j,m:
Energía facturada en el mes m, con la tarifa del Nivel de Tensión n por los OR Excedentarios j a todos los Comercializadores que atienden usuarios conectados a dichos SDL distintos a los que aplican su cargo de distribución propio. Corresponde a la información de cargos por uso facturados por los OR Excedentarios a los Comercializadores en cada Nivel de Tensión reportada por los OR al SUI.
EFDn,j,m:
Energía facturada en el mes m, con la tarifa del Nivel de Tensión n por los OR Deficitarios j a todos los Comercializadores que atienden usuarios conectados a dichos SDL distintos a los que aplican su cargo de distribución propio. Corresponde a la información de cargos por uso facturados por los OR Deficitarios a los Comercializadores en cada Nivel de Tensión reportada por los OR al SUI.
DEF:
Número de OR Deficitarios en una misma ADD en un mismo nivel de tensión.
Hasta la finalización de la transición, el LAC efectuará la liquidación de los recursos asegurando los correspondientes a los excedentarios y distribuyendo los recursos restantes entre los OR deficitarios de tal manera que el cargo por uso del OR más alto en el ADD se disminuya hasta igualar el siguiente más alto y así sucesivamente hasta que los cargos alcancen al Cargo Único del ADD. La diferencia entre los ingresos del ADD y los ingresos de los OR Excedentarios se distribuirá entre los OR Deficitarios a prorrata de sus ingresos reconocidos. En caso de que en un mes determinado la variable DtUND resulte inferior al cargo unificado tomado como base para calcular la duración de la transición, se finalizará la transición y a partir de ese mes se calculará el cargo unificado para todos los OR de la ADD. Duración Los meses de duración de la transición (mt) en una ADD y en un nivel de tensión determinados,
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dependerán de la diferencia entre el Cargo por Uso Único del nivel de Tensión n de la ADD y el cargo por uso del OR Excedentario con el cargo más bajo aplicado al momento de cálculo de la transición, según las siguientes expresiones:
Con: DtUNn,m,a:
Cargo por Uso Único del Nivel de Tensión n, calculado para el mes m en la ADD a
Dtn,j,m,k:
Cargo por Uso del OR Excedentario con el cargo más bajo aplicado en el mes m del año k por el OR j, en el Nivel de Tensión n.
PARÁGRAFO. El LAC calculará la duración de la transición a la fecha de aplicación de la presente resolución y cada vez que se constituya o modifique una ADD. (Fuente: R CREG 058/08, Art. 7) (Fuente: R CREG 116/10, Art. 2)
PARTE 6 POR EL CUAL SE DEFINE LA METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DE LA TASA DE RETORNO QUE SE APLICARÁ EN LA REMUNERACIÓN DE LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y SE FIJA DICHA TASA
TÍTULO 1 DISPOSICIONES GENERALES (descripción no original) ARTÍCULO 5.6.1.1. TASA DE RETORNO. Para remunerar la actividad de distribución de energía eléctrica se utilizarán dos tasas de retorno calculadas con la metodología del Costo Promedio Ponderado de Capital: una tasa para los sistemas que se remuneren mediante la metodología de Ingreso Máximo y otra tasa para los sistemas remunerados mediante la metodología de Precio Máximo. (Fuente: R CREG 093/08, Art. 1)
ARTÍCULO 5.6.1.2. ELEMENTOS PARA EL CÁLCULO DE LA TASA DE RETORNO. Los valores de los parámetros, las fórmulas de cálculo, las fuentes de información y los periodos de tiempo de los datos requeridos para el cálculo de las tasas de retorno que se utilizarán en las fórmulas tarifarias de la actividad de distribución de energía eléctrica durante el próximo
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período tarifario, serán los establecidos en el Capítulo 5.6.2.1 de la presente resolución. (Fuente: R CREG 093/08, Art. 2)
ARTÍCULO 5.6.1.3. VALOR DE LA TASA DE RETORNO. Las tasas de retorno para remunerar la actividad de distribución de energía eléctrica en el próximo periodo tarifario, calculadas de acuerdo con lo establecido en los artículos anteriores serán: 13,0% para la metodología de Ingreso Máximo y 13,9% para la metodología de Precio Máximo, las dos en constantes y antes de impuestos. (Fuente: R CREG 093/08, Art. 3)
TÍTULO 2 METODOLOGÍA DE CÁLCULO DE LA TASA DE RETORNO PARA REMUNERAR LA ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA (ANEXO)
CAPÍTULO 1 INTRODUCCIÓN (descripción no original) ARTÍCULO 5.6.2.1.1. INTRODUCCIÓN (descripción no original). La tasa de retorno para remunerar la actividad de distribución de energía eléctrica se calculará utilizando la metodología establecida en este Anexo. (Fuente: R CREG 093/08, ANEXO)
CAPÍTULO 2 DEFINICIÓN DE VARIABLES ARTÍCULO 5.6.2.2.1. DEFINICIÓN DE VARIABLES. Las siguientes variables se utilizarán en el cálculo de la tasa de retorno: Nombre Beta
Variable
Descripción Parámetro que representa el riesgo de una industria en relación con el mercado donde se desarrolla.
Inflación local
Desapalancado y apalancado Ajuste sobre el beta, para reconocer diferencias en metodologías de remuneración Inflación en Colombia
Inflación externa
Inflación en Estados Unidos
Costo de Deuda
Estimación del Costo de la deuda
Costo del Capital Propio (Equity) Libre de riesgo
Cálculo del costo del capital propio Tasa asociada con un activo libre de riesgo
Rendimiento del
Tasa que muestra el rendimiento del mercado
Ajuste del Beta
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mercado Riesgo país
Tasa adicional a reconocer por riesgo país
Tasa de impuesto Participación de la deuda Participación del Capital Propio
Tasa de impuesto de renta a cargo de los agentes Proporción de la deuda frente al total de activos (40%) Proporción del capital propio frente al total de activos (60%)
(Fuente: R CREG 093/08, ANEXO Num. 1)
CAPÍTULO 3 CÁLCULO DE LOS VALORES A UTILIZAR ARTÍCULO 5.6.2.3.1. COSTO DE LA DEUDA. El costo real de la deuda se estimará como el promedio del percentil 80 de las tasas de interés reportadas mensualmente por los establecimientos bancarios a la Superintendencia Financiera de Colombia, para el “Crédito preferencial”, expresado en términos reales, de los bancos que tengan datos para más del 50% del periodo tomado. A este valor se adicionará la diferencia que tienen las tasas de interés de los créditos preferenciales con plazos mayores a 5 años. (Fuente: R CREG 093/08, ANEXO Num. 2.1)
ARTÍCULO 5.6.2.3.2. COSTO DEL CAPITAL PROPIO. El costo del capital propio calculará con la siguiente fórmula
tasa de bonos USA 20 años Donde:
Siendo
Siendo:
= la tasa de impuestos.
= #años desde 1926 hasta hoy
se
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n = número de meses definido en el numeral 3 de este Anexo Para la remuneración mediante la metodología de Ingreso Máximo el beta se adicionará en 0,11 y para la remuneración mediante la metodología de Precio Máximo el beta se adicionará en 0,22. (Fuente: R CREG 093/08, ANEXO Num. 2.2)
ARTÍCULO 5.6.2.3.3. COSTO PROMEDIO PONDERADO DE CAPITAL (WACC). El Costo Promedio Ponderado de Capital
después de impuestos se calculará con:
Antes de impuestos con:
Y en términos reales con:
(Fuente: R CREG 093/08, ANEXO Num. 2.3)
CAPÍTULO 4 FUENTES Y PERIODOS DE INFORMACIÓN ARTÍCULO 5.6.2.4.1. FUENTES Y PERIODOS DE INFORMACIÓN. Variable
Fuente Periodo Morningstar (Ibbotson) Últimos cuatro trimestres SIC 4911 disponibles “Regulatory Structure and Risk and Infrastructure Firms” Alexander, Ian y otros, 1996 DANE Últimos 60 meses Índice de precios al consumidor The Livingston Survey Encuesta más reciente Federal Reserve Bank of Philadelphia. publicada Consumer Price Index Long-Term Outlook Superintendencia Financiera de Colombia y Últimos 60 meses Banco de la República. (Tasa de interés del “Crédito Preferencial”; bancos con más del 50% de datos en el
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periodo) Reserva Federal de los Estados Unidos. Tasa de bonos a 20 años: Mensual : Anual : Morningstar (Ibbotson) S&P 500, retornos anuales J.P. Morgan Spread de los bonos de la República estimado con base en el EMBI plus de Colombia Estatuto Tributario. Tarifa de impuesto de renta
Últimos 60 meses Desde 1926 Desde 1926 Últimos 60 meses
Actual
(Fuente: R CREG 093/08, ANEXO Num. 3)
PARTE 7 CARGOS POR USO DE LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN (descripción no original)
TÍTULO 1 DISPOSICIONES GENERALES (descripción no original) ARTÍCULO 5.7.1.1. CRITERIOS GENERALES. La metodología que se aplicará para el cálculo de los cargos por uso de los STR o SDL tendrá en cuenta los siguientes criterios generales: a) En virtud del principio de integralidad de la tarifa establecido en la Ley, los cargos de los Sistemas de Distribución Local variarán según los índices de calidad del servicio prestado. b) Para tener en cuenta las mejoras en productividad, los cargos del Nivel de Tensión 1 se disminuirán teniendo en cuenta los ingresos recibidos por el OR, por la prestación de servicios distintos al de distribución de electricidad, mediante los mismos activos que son objeto de remuneración a través de ésta metodología. c) Los cargos de los Sistemas de Transmisión Regional y de los Sistemas de Distribución Local, diferentes al Nivel de Tensión 1, se determinarán a partir de los inventarios de los OR, de acuerdo con las UC que se presentan en el CAPÍTULO V del Anexo General de la presente Resolución. Los OR podrán presentar UC especiales no contempladas para lo cual deberán suministrar la información correspondiente dentro de la respectiva actuación administrativa. d) Los costos anuales de los Sistemas de Transmisión Regional se determinarán a partir de los activos de uso pertenecientes al Nivel de Tensión 4 y de las conexiones al STN de los OR. e) Los cargos máximos de los Sistemas de Distribución Local se determinarán a partir de los activos de uso pertenecientes a los Niveles de Tensión 3 y 2 y de los pagos de cargos por uso entre OR en dichos niveles. f) Los Cargos máximos del Nivel de Tensión 1 se determinarán de acuerdo con la metodología que se presenta en el CAPÍTULO III del Anexo General de la presente Resolución.
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g) Los usuarios que sean propietarios de Activos del Nivel de Tensión 1, o que pertenezcan a una propiedad horizontal propietaria de dichos activos, pagarán cargos de este nivel de tensión, descontando la parte del cargo que corresponda a la inversión. h) Los usuarios conectados al Nivel de Tensión 1 de barrios subnormales pagarán cargos del Nivel de Tensión 2 o 3 dependiendo del Nivel de Tensión donde se encuentre conectado el transformador de distribución secundaria.. i) Los costos y cargos que remuneran los activos de uso podrán ser actualizados a lo largo del período tarifario según lo dispuesto en esta resolución. j) Cuando un OR se conecte al sistema de otro OR en cualquier Nivel de Tensión igual o inferior al 3, al Operador que está tomando energía del sistema se le considerará como un usuario del otro OR y, en tal caso, deberá pagar hasta el Cargo Máximo del Nivel de Tensión correspondiente (CAPÍTULO III del Anexo General de la presente Resolución). k) El comercializador cobrará al Usuario los Cargos por Uso del Nivel de Tensión donde se encuentre conectado directa o indirectamente su sistema de medición. l) Los Cargos por Uso del OR, resultantes de aplicar la metodología contenida en esta Resolución, remunerarán el uso de la infraestructura necesaria para llevar la energía eléctrica desde los puntos de conexión del OR al STN, hasta el punto de conexión de los usuarios finales a los STR o SDL. Estos cargos por uso no incluyen los costos de conexión del usuario al respectivo STR o SDL, ni las pérdidas de energía que se presentan en los activos de conexión. m) Un Operador de Red será remunerado mediante cargos por uso por la totalidad de los activos de uso que opera y mantiene en desarrollo de la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica, independientemente de que sea o no propietario de los mismos y sin perjuicio de la remuneración que deberá pagar al propietario por su inversión, con excepción de los bienes o derechos que no deban incluirse en el cálculo de las tarifas en los términos del artículo 87 numeral 87.9 de la Ley 142 de 1994, en la forma en que quedó modificado por el artículo 143 de la Ley 1151 de 2007. n) Cualquier usuario del STR o SDL podrá contratar la disponibilidad de capacidad de respaldo de la red con el OR del sistema al cual se conecta, siempre y cuando exista la posibilidad técnica de ofrecerla y pague por ello. o) Los activos dedicados exclusivamente a la prestación del servicio de alumbrado público no hacen parte de los activos que se remuneran vía Cargos por Uso de SDL. p) Los comercializadores aplicarán cargos por uso de STR y SDL a la demanda asociada con la prestación del servicio de Alumbrado Público del Nivel de Tensión al cual se conecten las redes dedicadas exclusivamente a la prestación de este servicio. Cuando no existan redes exclusivas para el alumbrado público, el comercializador aplicará sobre las demandas respectivas cargos por uso del Nivel de Tensión 2. Si el Alumbrado Público posee medida de energía en el Nivel de Tensión 1 y el transformador no es de propiedad del OR, el comercializador aplicará cargos por uso de este Nivel, descontando la parte del cargo que corresponda a la inversión.
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q) Los cargos máximos aprobados por parte de la Comisión estarán sujetos al régimen de libertad regulada. r) Los ingresos que perciben los OR por concepto de contratos de capacidad de respaldo serán tenidos en cuenta en la próxima revisión tarifaria. (Fuente: R CREG 097/08, Art. 2)
ARTÍCULO 5.7.1.2. INFORMACIÓN BASE PARA EL CÁLCULO DE LOS COSTOS Y LOS CARGOS. Para la aprobación de los costos y los cargos de un OR se tendrá en cuenta, principalmente, la siguiente información: 1. Inventarios de activos de uso del Nivel de Tensión 4 y Activos de Conexión del OR al STN, remunerados mediante cargos por uso, operados por el OR. 2. Inventarios de activos de uso y activos de conexión al STR o SDL, remunerados mediante cargos por uso, operados por el OR en los Niveles de Tensión 3 y 2 y reportados a la CREG, y que hayan entrado en operación a la Fecha de Corte. 3. Identificación de las UC operadas por el OR cuyo valor no debe incluirse en el cálculo de los cargos en los términos del artículo 87 numeral 87.9 de la Ley 142 de 1994 en la forma en que quedó modificado por el artículo 143 de la Ley 1151 de 2007. 4. Áreas de los terrenos donde están ubicadas las subestaciones junto con su valor catastral. 5. Energía transportada en cada uno de los Niveles de Tensión, durante los doce meses que finalizan en la Fecha de Corte, de acuerdo con el CAPÍTULO IX del Anexo General de la presente Resolución. 6. Energía registrada en todas las fronteras comerciales, durante los doce meses que finalizan en la Fecha de Corte. 7. Energía vendida por Nivel de Tensión, en cada Mercado de Comercialización, durante los doce meses que finalizan en la Fecha de Corte, reportada al SUI. Para Nivel de Tensión 1 se descontará la energía vendida en los barrios subnormales que deberá ser informada por el OR en su solicitud, aclarando si dicha energía se encuentra o no incluida en la reportada al SUI. 8. Información sobre las inversiones en Nivel de Tensión 1, obtenida a partir de las muestras estadísticas reportadas por cada OR. 9. Información de los transformadores con secundario de Nivel de Tensión 1, reportados al SUI en la base de datos de indicadores de calidad a la Fecha de Corte, excluyendo los que atienden usuarios de barrios subnormales. Estos activos a excluir deben ser identificados y reportados por el OR en su solicitud. 10. Información contable reportada al SUI para los cuatro años calendario que finalizan en la Fecha de Corte. 11. Información de indicadores de calidad registrada en el SUI, para los dos años calendario que finalizan en la Fecha de Corte.
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12. Información sobre eventos en los activos del STR reportados por los OR. 13. Ingresos por la explotación de la infraestructura remunerada a través de cargos por uso, en otras actividades diferentes a la de distribución de energía eléctrica, durante los doce meses que finalizan en la Fecha de Corte. PARÁGRAFO. Para las empresas resultantes de fusiones o desintegraciones la información base, según la antigüedad con que sea requerida en esta Resolución, comprenderá la de las empresas que dieron lugar a la fusión o a la desintegración. (Fuente: R CREG 097/08, Art. 3)
ARTÍCULO 5.7.1.3. CÁLCULO DE LOS CARGOS DE LOS STR. Los cargos de los STR serán calculados por el LAC a partir de los costos anuales aprobados por la CREG, de acuerdo con lo establecido en el CAPÍTULO VI del Anexo General de la presente Resolución. (Fuente: R CREG 097/08, Art. 5)
