RESOLUCIÓN 71 DE 2006

(Octubre 3)

“Por la cual se adopta la metodología para la remuneración del cargo por confiabilidad en el mercado mayorista de energía”.

(Nota: Modificada por la Resolución 138 de 2015 artículo 8°de la Comisión de Regulación de Energía y Gas )

(Nota: Véase la Resolución 114 de 2014 artículo 5° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Véase la Resolución 143 de 2008 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Véase la Resolución 102 de 2007 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Véase la Resolución 515 de 2008 artículo 1° de la Unidad de Planeación Minero Energética)

La Comisión de Regulación de Energía y Gas,

en ejercicio de las atribuciones legales, en especial las conferidas por las leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los decretos 1524 y 2253 de 1994, y

CONSIDERANDO:

Que según la Ley 143 de 1994, artículo 4º, el Estado, en relación con el servicio de electricidad, tendrá como objetivos en el cumplimiento de sus funciones, los de abastecer la demanda de electricidad de la comunidad bajo criterios económicos y de viabilidad financiera, asegurando su cubrimiento en un marco de uso racional y eficiente de los diferentes recursos energéticos del país; asegurar una operación eficiente, segura y confiable en las actividades del sector; y mantener los niveles de calidad y seguridad establecidos;

Que la Ley 143 de 1994, artículo 20, definió como objetivo fundamental de la regulación en el sector eléctrico, asegurar una adecuada prestación del servicio mediante el aprovechamiento eficiente de los diferentes recursos energéticos, en beneficio del usuario en términos de calidad, oportunidad y costo del servicio;

Que para el cumplimiento del objetivo señalado, la Ley 143 de 1994, artículo 23, le atribuyó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, entre otras, las siguientes funciones:

— Crear las condiciones para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente capaz de abastecer la demanda bajo criterios sociales, económicos, ambientales y de viabilidad financiera, promover y preservar la competencia, para lo cual, la oferta eficiente, en el sector eléctrico, debe tener en cuenta la capacidad de generación de respaldo.

— Valorar la capacidad de generación de respaldo de la oferta eficiente.

— Definir y hacer operativos los criterios técnicos de calidad, confiabilidad y seguridad del servicio de energía.

— Establecer el reglamento de operación para realizar el planeamiento y la coordinación de la operación del sistema interconectado nacional, y

— Determinar las condiciones para la liberación gradual del mercado hacia la libre competencia;

Que según la Ley 142 de 1994, artículo 74, son funciones y facultades especiales de la CREG, entre otras, las de regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente; propiciar la competencia en el sector de minas y energía y proponer la adopción de las medidas necesarias para impedir abusos de posición dominante y buscar la liberación gradual de los mercados hacia la libre competencia; y establecer criterios para la fijación de compromisos de ventas garantizadas de energía y potencia entre las empresas eléctricas y entre estas y los grandes usuarios;

Que según las leyes 142 y 143 de 1994, el mercado de energía mayorista se rige, entre otros, por el principio de libertad de entrada y de salida, que supone esencialmente autonomía para que cualquier persona decida la oportunidad para ingresar a dicho mercado y su permanencia o retiro, sin más exigencias que las indispensables para asegurar el cumplimiento de fines legales tales como la eficiencia, la seguridad, la libre competencia y el adecuado funcionamiento del mercado;

Que según el artículo 27 de la Ley 143 de 1994, salvo en situación de emergencia, las empresas de generación térmica que efectúen ventas de energía eléctrica a través del sistema interconectado nacional, deberán realizar contratos para garantizar, a largo plazo, el suministro de combustible en forma oportuna y a precios económicos;

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en desarrollo de los objetivos y funciones señalados, mediante la Resolución CREG-001 de 1996, creó un cargo por capacidad en el mercado mayorista, cuya vigencia se determinó por un período de diez años, que termina en noviembre de 2006;

Que mediante la Resolución CREG-116 de 1996 se adoptaron las normas de carácter general, impersonal y abstracto sobre el método de cálculo del cargo por capacidad en el mercado mayorista de electricidad, las cuales han sido precisadas y aclaradas por las resoluciones CREG-113 de 1998 y CREG-047 y CREG-059 de 1999;

Que mediante el mencionado cargo por capacidad se buscó garantizar la disponibilidad de una oferta eficiente de energía eléctrica, capaz de abastecer la demanda en el sistema interconectado nacional, a través de un mecanismo no garantizado de remuneración de la inversión por kilovatio instalado de los generadores que contribuyen a la confiabilidad del sistema bajo criterios de eficiencia y de hidrología crítica;

Que mediante la Resolución CREG-072 de 2000, corregida y aclarada por la Resolución CREG-077 de 2000, la Comisión introdujo ajustes al método de cálculo del cargo por capacidad, con el objetivo fundamental de reflejar señales necesarias para hacer sostenible el sistema interconectado nacional a largo plazo, y por ende, para la confiabilidad y la prestación eficiente del servicio público domiciliario de electricidad, consistentes en evaluar la firmeza específica de cada planta y/o unidad de generación y dar una mayor estabilidad al cargo en su variación anual, buscando una posible transición hacia un esquema de mercado para la asignación del cargo por capacidad;

Que mediante la Resolución CREG-050 de 2004, la comisión sometió a consideración de los agentes y demás interesados el Documento CREG-038 de 2004, el cual contiene una propuesta para la determinación y asignación del cargo por confiabilidad en el mercado de energía mayorista;

Que posteriormente, la comisión mediante Documento CREG-072 de 2005, puso a consideración de los agentes y terceros interesados un documento en el cual identificó ocho alternativas para la definición del nuevo cargo por confiabilidad, y un conjunto de principios y criterios de evaluación de las mismas;

Que a partir de la anterior propuesta, se realizó un taller con la participación de los agentes del mercado mayorista en el cual se evaluaron los criterios para cada una de las alternativas, cuyos resultados fueron presentados por la CREG en el seminario del mercado de energía mayorista realizado por el consejo nacional de operación y el comité asesor de comercialización en octubre del año 2005;

Que mediante Resolución CREG-125 de 2005 la comisión complementó algunas disposiciones relacionadas con el reporte de información por parte de los agentes generadores en materia de contratos de combustible para la determinación de la energía firme a ser utilizada en la asignación del cargo por capacidad;

Que posteriormente, el 15 de diciembre de 2005, los generadores agrupados en Acolgen presentaron a la CREG los resultados de los análisis elaborados por los consultores del grupo de generadores hidráulicos y del grupo de generadores térmicos;

Que con los resultados obtenidos de este análisis, que están contenidos en el Documento CREG-122 de 2005, la CREG, en su sesión del 20 de diciembre, aprobó continuar con la dirección de trabajo que se propuso y ratificó el cronograma previsto en el Documento CREG-072 de 2005;

Que la CREG en su sesión número 290, llevada a cabo el 12 de mayo de 2006, aprobó someter a consideración de los agentes, los usuarios, terceros interesados y público en general, las propuestas sobre los módulos correspondientes al mercado secundario de opciones de energía firme (Doc. CREG-032 de 2006); retiro de plantas (Doc. CREG-033/2006); verificación de instalaciones de generadores nuevos (Doc. CREG-034/2006); y análisis de índices de indisponibilidad histórica (Doc. CREG-035/2006); los cuales fueron publicados en la página internet de la CREG, con la Circular 21 de 2006;

Que en la sesión 292 de la CREG, efectuada el 5 de junio de 2006, la CREG evaluó y aprobó la propuesta para establecer un precio de ejercicio para el nuevo cargo por confiabilidad, presentada en el Documento CREG-038 de 2006, que se sometió a consideración de los agentes, usuarios, terceros interesados y público en general, mediante la Circular CREG-027 de 2006 publicada en la página internet de la CREG;

Que en la sesión de la CREG del 12 de junio de 2006 se discutió el tema de combustibles alternos, en donde se estudiaron las plantas con capacidad de utilizar combustibles alternos y las características de suministro, para lo cual se aprobó someter a consideración de los agentes, los usuarios, terceros interesados y público en general, la propuesta contenida en el Documento CREG-039, sobre “Contratación de suministro de combustibles para generación eléctrica”, el cual fue publicado en la página internet de la CREG, con la Circular CREG-025 de 2006;

Que en la sesión del 16 de junio de 2006, la CREG aprobó someter a discusión de los agentes, usuarios, terceros interesados y público en general, las propuestas sobre definición del producto (Doc. CREG-041 de 2006); energía firme para el cargo por confiabilidad (Doc. CREG-042 de 2006); determinación del precio de ejercicio (Doc. CREG-043 de 2006); transición mecanismo de remuneración del cargo por confiabilidad (Doc. CREG-044 de 2006);y liquidación y administración de cuentas y mecanismo de remuneración del cargo por confiabilidad (Doc. CREG-045/2006), los cuales fueron publicados en la página de internet de la CREG con la Circular CREG-027 del 23 de junio de 2006;

Que en la sesión del 29 de junio de 2006, la CREG aprobó someter a discusión de agentes, usuarios y terceros interesados mediante resolución de consulta la propuesta sobre el diseño de la subasta de energía firme, el tratamiento de las plantas menores en este esquema de asignación de cargo por confiabilidad, el formato de declaración de información de contratos de combustible, las pruebas opcionales sin efecto sobre los índices de indisponibilidad histórica forzada, IHF, el período de validación de parámetros para el cálculo de la energía firme, la auditoría de estos parámetros, el diseño de las subastas de reconfiguración, la definición de plantas y/o unidades de generación nuevas y el tratamiento a los costos de racionamiento;

Que los siguientes agentes enviaron a la CREG sus comentarios a los documentos sometidos a discusión: Acolgen (E-2006-004206), EPSA (E-2006-004258), Isagen (E-2006-004209), Termocandelaria (E-2006-004167, E-2006-004731, E-2006-004920) y XM (E-2006-004212);

Que en cumplimiento de los artículos 8º , 9º y 10 del Decreto 2696 de 2004, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 297 del 17 de julio de 2006, ordenó hacer público el proyecto de resolución, “por la cual se aprueba la metodología para la remuneración del cargo por confiabilidad en el mercado mayorista de energía”, que contiene de manera integrada las propuestas sobre cada uno de los respectivos módulos del cargo por confiabilidad sometidas a consideración con los documentos anteriormente señalados, así como la propuesta sobre el diseño de la subasta de energía firme conforme a las orientaciones y recomendaciones del consultor internacional, profesor Peter Cramton, contratado por la CREG para el efecto;

Que mediante la Resolución CREG-043 del 17 de julio de 2006, publicada en el Diario Oficial Nº 46.348, del día dos (2) de agosto de 2006, se hizo público el mencionado proyecto de resolución y se invitó a los agentes, a los usuarios, a las autoridades locales municipales y departamentales competentes y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, para que remitan sus observaciones o sugerencias sobre la propuesta, dentro de los treinta (30) días siguientes a la publicación de esa resolución en la página web de la Comisión de Regulación de Energía y Gas;

Que la citada Resolución CREG-043 de 2006, con el respectivo proyecto de resolución, está publicada en la página web de la CREG, desde el día 31 de julio de 2006;

Que mediante la Circular 31 de 2006, publicada en la página web de la CREG desde el día 1º de agosto de 2006, la comisión invitó a las empresas de los sectores de energía eléctrica y de gas natural, a los usuarios y terceros interesados, a un seminario, que se llevó a cabo los días 25 y 26 de julio de 2006, con la participación del profesor Shmuel Oren, de la Universidad de California, y del señor Raj Addepalli, del New York Independent System Operator, quienes presentaron comentarios a la propuesta de cargo por confiabilidad formulada por la comisión y divulgaron sus experiencias relacionadas con mercados de capacidad en los Estados Unidos;

Que mediante la Circular 32 de 2006, publicada en la página web de la CREG desde el día 1º de agosto de 2006, la comisión invitó a las empresas de los sectores de energía eléctrica y de gas natural, a los usuarios y terceros interesados, a un taller, que se llevó a cabo el día 3 de agosto de 2006, en el que se presentaron los nuevos elementos de la propuesta de cargo por confiabilidad contenidos en el Proyecto de Resolución publicado con la Resolución CREG-043 de 2006;

Que mediante la Circular 33 de 2006, publicada en la página web de la CREG desde el día 1º de agosto de 2006, la comisión invitó a las empresas de los sectores de energía eléctrica y de gas natural, a los usuarios y terceros interesados, a una reunión que se llevó a cabo el día 9 de agosto de 2006, en la cual los interesados presentaron al doctor Peter Cramton sus comentarios e inquietudes sobre el informe que el consultor entregó como parte del estudio y que fue sometido a consulta mediante Circular CREG-030 de 2006;

Que como resultado de los análisis efectuados internamente y en los talleres, seminario y reunión llevados a cabo con los agentes, el consultor y demás interesados, y de los comentarios recibidos sobre el proyecto de resolución publicado con la Resolución CREG-043 de 2006, en materia cálculo de la energía para cargo por confiabilidad; el proceso de liquidación; y el producto asociado a las obligaciones del cargo por confiabilidad; la CREG analizó diferentes alternativas con el fin de realizar los cambios requeridos en el mencionado proyecto de resolución;

Que las propuestas de cambios que la comisión consideró pertinentes, según lo señalado anteriormente, están contenidos en los documentos CREG 073, 074 y 075 de 2006, los cuales fueron sometidos a consideración de agentes, usuarios y terceros interesados mediante la Circular número 38, publicada en la página web de la CREG desde el 9 de septiembre de 2006;

Que mediante la Circular 39, publicada en la página web de la CREG desde el día 20 de septiembre de 2006, la comisión invitó a las empresas del sector de energía eléctrica y a los usuarios y terceros interesados, a un taller, que se llevó a cabo el día 21 de septiembre de 2006, en el cual se presentó el modelo para cálculo de la energía firme para el cargo por confiabilidad;

Que mediante comunicación S-2006-2163 del 22 de agosto de 2006, la dirección ejecutiva de la CREG envió al Consejo Nacional de Operación, el proyecto de resolución publicado con la Resolución CREG-043 de 2006, con el fin de oír su concepto;

Que el Consejo Nacional de Operación, mediante comunicación radicada en la CREG con el número E-2006-006818, del 22 de septiembre de 2006, se pronunció sobre el mencionado proyecto de resolución;

Que los comentarios, sugerencias, observaciones y demás aspectos que presentaron los agentes y demás interesados, así como el concepto del Consejo Nacional de Operación, fueron analizados por la CREG, y se incorporaron los respectivos cambios al proyecto de acuerdo con los comentarios y sugerencias que se consideraron pertinentes, como consta en los documentos antes señalados; y en el Documento CREG-085 de 2006 que contiene el análisis de las distintas comunicaciones recibidas;

Que agotado el trámite previsto en el Decreto 2696 de 2004 y cumplido el requisito señalado en el artículo 23, literal i) de la Ley 143 de 1994, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión del 3 de octubre de 2006, aprobó la metodología para la remuneración del cargo por confiabilidad en el mercado mayorista de energía y acordó expedir esta resolución,

RESUELVE:

ART. 1º—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.

CAPÍTULO I

Definiciones

ART. 2º—(Modificado).* 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. (Modificado).* Situación que presenta el mercado mayorista de energía cuando el precio de bolsa es mayor al precio de escasez.

*(Nota: Modificado por la Resolución 140 de 2017 artículo 11 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

Contrato de respaldo de energía firme o contrato de respaldo. (Modificado).* Es un contrato bilateral que se celebra entre agentes generadores a través del mercado secundario, con el fin de asegurar el cumplimiento de las obligaciones de energía firme de un generador. Su objeto, precio, cantidad, garantía, duración y recaudo se determina de común acuerdo entre sábado 14 de octubre de 2006 las partes siguiendo los lineamientos del mercado secundario establecido en la presente resolución.

*(Nota: Modificado por la Resolución 79 de 2006 artículo 1º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

Curva S. Gráfico presentado por los agentes que representen comercialmente plantas y/o unidades de generación nuevas o especiales como requisito para participar en las subastas, que muestra en la ordenada el porcentaje estimado de avance del proyecto durante el tiempo de ejecución y en la abscisa el tiempo trascurrido.

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.(Modificado).* 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. De este valor se descontará la energía ya cubierta con obligaciones de energía firme asignadas en subastas previas y la Enficc de las plantas no despachadas centralmente.

La demanda total doméstica de energía corresponderá a la proyección más reciente elaborada por la UPME para el escenario de proyección seleccionado por la CREG.

(Nota: Modificado por la Resolución 19 de 2008 artículo 1º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Modificado por la Resolución 30 de 2008 artículo 1º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

*(Nota: Modificado por la Resolución 138 de 2015 artículo 1º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

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 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. (Modificada).* Retraso en la puesta en operación de una planta y /o unidad de generación, por un período superior a un año, o la puesta en operación de la planta con una Enficc inferior a la asignada en la subasta, calculada en la forma prevista en el anexo 3 de esta resolución y con los parámetros asociados a la planta que ha entrado en operación.

*(Nota: Modificada por la Resolución 61 de 2007 artículo 11 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

Información hidrológica oficial del SIN. Información hidrológica de los aportes de los ríos del SIN evaluada y aprobada por el procedimiento para verificación de parámetros establecido por el CNO en el Acta de Reunión 074 del 16 de julio de 1998 y los acuerdos que la modifiquen o sustituyan. Para las series hidrológicas que hasta la fecha no se han sometido a este procedimiento la información hidrológica oficial del SIN es la información hidrológica con que contaba el CND antes del 16 de julio de 1998. Para las series hidrológicas de proyectos nuevos la información hidrológica oficial del SIN será, mientras se someten al procedimiento de aprobación del CNO, aquella reportada en los respectivos comités o subcomités técnicos del Consejo Nacional de Operación, o en su defecto la reportada para el cargo por capacidad del año 1999.

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. (Modificado).* 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. 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.

*(Nota: Modificado por la Resolución 140 de 2017 artículo 11 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

Período de planeación. Tiempo que transcurre entre la fecha de ejecución de la subasta 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 18 de 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.

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.

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. (Modificada).* 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.

*(Nota: Modificada por la Resolución 139 de 2011 artículo 1 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

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 6º 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.

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. (Modificado).* Valor definido por la CREG y actualizado mensualmente que determina el nivel del precio de bolsa a partir del cual se hacen exigibles las obligaciones de energía firme, y constituye el precio máximo al que se remunera esta energía.

*(Nota: Modificado por la Resolución 140 de 2017 artículo 11 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

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 definitivo 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 agente generador de nunca participar en las subastas con plantas y/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.

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.

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.

(Nota:Adicionado por la Resolución 96 de 2006 artículo 1º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Modificadas las definiciones de “periodo de planeación” y “retiro temporal de plantas y/o unidades de generación de las subastas de obligaciones de energía firme por la Resolución 101 de 2007 artículo 1º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota:Adicionado en lo pertinente por la Resolución 140 de 2017 artículo 1º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

*(Nota:Modificado por la Resolución 103 de 2018 artículo 1º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

CAPÍTULO II

Obligaciones de energía firme

ART. 3º—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 de esta resolución.

ART. 4º—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 de esta resolución.

ART. 5º—(Modificado).** 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 nuevas y especiales el propietario, o quien las representa comercialmente, elegirá el período de vigencia de la obligación para ese recurso en particular, que podrá ser entre uno y veinte (20) años para las nuevas, y entre uno y diez (10) años para las especiales, contados a partir de la fecha de finalización del período de planeación de la subasta o del mecanismo por medio del cual se asignó la obligación de energía firme. Una vez elegido este período, no podrá ser modificado.

(Nota: Modificado por la Resolución 85 de 2007 artículo 1º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

*(Nota: Modificada por la Resolución 139 de 2011 artículo 2° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

**(Nota: Modificado en lo pertinente por la Resolución 161de 2011 artículo 2° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 6º—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.

ART. 7º—(Modificado).* 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 propietarios de plantas y/o unidades de generación nuevas o especiales a quienes les hayan sido asignadas obligaciones de energía firme, o quienes los representen comercialmente, 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 8º esta resolución. El incumplimiento en el pago de la auditoría, dará lugar a la ejecución de la garantía a que se refiere el numeral 4º, 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 resolución.

5. Constituirse como empresa de servicios públicos domiciliarios dentro del mes siguiente a la fecha de esta asignación, en caso de que aún no lo sea.

*(Nota: Modificado por la Resolución 61 de 2007 artículo 12 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 8º—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.

ART. 9º—(Modificado).* 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 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 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 incumplimiento del cronograma de construcción o repotenciación de la planta o unidad de generación frente a la curva S 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 78 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. En caso de incumplimiento subsanable de la fecha de puesta en operación de la planta, el agente deberá garantizar el cumplimiento de su obligación de energía firme a través de un contrato de respaldo, vigente desde la referida fecha o antes 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 de respaldo dará lugar a que el incumplimiento se considere grave e insalvable con las consecuencias previstas en el numeral 3º de este artículo.

PAR.—La CREG con el propósito de establecer plenamente la existencia de los incumplimientos a que se refieren los numerales 2º, 3º y 4º del presente artículo y sus consecuencias y de garantizar el derecho de defensa de los afectados, agotará el trámite previsto en los artículos 106 y siguientes 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 los incumplimientos, se comunicará la decisión al ASIC y este adoptará las medidas correspondientes de acuerdo con lo establecido en los referidos numerales de este artículo.

*(Nota: Modificado por la Resolución 61 de 2007 artículo 13 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Modificado el numeral 4 del presente artículo por la Resolución 153 de 2011 artículo 2° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 10.—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 energía 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.

ART. 11.—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.

ART. 12.—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, serán las previstas en el numeral 1.6.2 del anexo 1 de esta resolución, que modifica el artículo 12 de la Resolución CREG-024 de 1995.

ART. 13.—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.

ART. 14.—(Modificado).* 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 y reingresar al mercado mayorista, cuando haya garantizado el cumplimiento de la obligación de energía firme asignada, a través de los anillos de seguridad.

En estos eventos el retiro y reingreso de la planta o unidad se harán efectivos previa notificación y coordinación con el CND.

*(Nota: Modificado por la Resolución 70 de 2014 artículo 4° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 15.—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.

ART. 16.—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:

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. Sábado 14 de octubre de 2006 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.

CAPÍTULO III

Subasta para la asignación de obligaciones de energía firme

ART. 17.—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.

ART. 18.—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 19 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 durante 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.

ART. 19.—(Modificado).* Período de planeación. Para una subasta que se realice en el año t el período de planeación finalizará el treinta (30) de noviembre del año t+p. El valor de p será de tres (3) años, hasta que la CREG defina uno distinto.

*(Nota: Modificado por la Resolución 101 de 2007 artículo 2º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 20.—Agentes habilitados para participar en la subasta o en el mecanismo de asignación que haga sus veces. Únicamente 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 numeral 2.2 del anexo 2 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)(Modificado).* Entregar póliza de seriedad que asegure que presentará el contrato de combustible necesario para cubrir la obligación de energía firme que le sea asignada en la subasta;

*(Nota: Modificado por la Resolución 61 de 2007 artículo 14 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

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;

c) Cumplir los pasos del período de precalificación de la subasta que se establecen en el numeral 2.2 del anexo 2 de esta resolución.

PAR.—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.

ART. 21.—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 numeral 2.3 del anexo 2 de esta resolución.

PAR.—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.

ART. 22.—Protocolo de la subasta para la asignación de obligaciones de energía firme. La CREG en resolución aparte elaborará el protocolo de la subasta, que debe contener por lo menos la información indicada en el numeral 2.5 del anexo 2 de esta resolución.

ART. 23.—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.

ART. 24.—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 que se encargará de verificar la correcta aplicación de la regulación vigente para el desarrollo de la subasta.

ART. 25.—(Modificado).* Reglas 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. Para tal efecto se utilizará la declaración de Enficc más reciente hecha por cada agente generador.

*(Nota: Modificado por la Resolución 19 de 2008 artículo 2º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 26.—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 numeral 2.3 del anexo 2 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 27 y el artículo 30 de esta resolución.

ART. 27.—(Modificado).* Precio del cargo por confiabilidad en casos especiales de subasta. Cuando en la subasta se presente alguno de los siguientes casos, el precio al que se pagará el cargo por confiabilidad correspondiente a las obligaciones de energía firme asignadas en la subasta, será el siguiente, según el caso:

1. Si al inicio de la primera ronda la oferta total de Enficc, incluyendo la de las plantas y/o unidades que informaron su retiro durante el período de precalificación, no es suficiente para atender la demanda objetivo, el cargo por confiabilidad correspondiente a las obligaciones de energía firme asignadas en la subasta para plantas y/o unidades de generación nuevas se pagará al precio de apertura de la subasta; y el cargo por confiabilidad correspondiente a las obligaciones de energía firme asignadas en la subasta para plantas y/o unidades de generación existentes y a las especiales se pagará al precio resultante de incrementar hasta un 10% el costo del entrante (CE) definido en los numerales 2.1 y 2.4 del anexo 2 de esta resolución. Este incremento será definido por la CREG mediante la resolución de que trata el artículo 18 de esta resolución.

2. Si i) al inicio de la primera ronda la Enficc de las plantas y/o unidades de generación existentes más la Enficc de las especiales es menor que la demanda objetivo, y el exceso de oferta al considerar la Enficc de las plantas y/o unidades de generación nuevas es menor al 4% de la demanda objetivo, o si ii) las plantas y/o unidades de generación nuevas son indispensables para abastecer la demanda objetivo: el administrador de la subasta, aplicará el numeral 2.3 del anexo 2 de la presente resolución. En estos casos el cargo por confiabilidad correspondiente a las obligaciones de energía firme asignadas en la subasta para plantas y/o unidades de generación nuevas se pagará al precio de cierre de la subasta; y el cargo por confiabilidad correspondiente a las obligaciones de energía firme asignadas en la subasta para plantas y/o unidades de generación existentes y especiales, se pagará al menor valor entre el resultado de incrementar hasta un 10% el costo del entrante (CE) y el precio de cierre de la subasta. Este incremento será definido por la CREG mediante la resolución de que trata el artículo 18 de esta resolución.

(Nota: Modificado por la Resolución 101 de 2007 artículo 3º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 28.—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 numeral 2.3 del anexo 2 de esta resolución. Este precio se actualizará con 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).

*(Nota: Aclarado por la Resolución 79 de 2006 artículo 2º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 29.—(Modificado).* Actualización del cargo por confiabilidad. Cuando las obligaciones de energía firme tengan un período de vigencia mayor a un año, el valor del cargo por confiabilidad asociado a estas obligaciones será actualizado anualmente, utilizando 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).

(Nota: Aclarado por la Resolución 79 de 2006 artículo 3º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

*(Nota: Modificado por la Resolución 61 de 2007 artículo 15 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Corregido por la Resolución 71 de 2008 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

PAR.—(Nota: Adicionado Parágrafo al presente artículo por la Resolución 101 de 2007 artículo 4º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

*(Nota: Modificado por la Resolución 19 de 2008 artículo 3º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 30.—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.

ART. 31.—(Modificado).* Participación en la subasta de agentes con plantas y/o unidades de generación con períodos de construcción superiores al período de planeación vigente. Estos agentes podrán optar por recibir asignaciones de obligaciones de energía firme hasta siete (7) años antes del inicio del período de vigencia de las mismas, siempre y cuando la Enficc asociada a estas obligaciones no exceda el porcentaje de participación del incremento anual de la demanda doméstica establecido en la siguiente tabla:

Momento en el cual se adquiere la obligación para el período de vigencia que inicia en t+7 Precio para la asignaciónPorcentaje máximo del incremento anual de demanda total doméstica para el año t+7
tPrecio de cierre de la subasta del año t aplicable a los nuevos generadores50%
t+1Precio de cierre de la subasta del año t+1 aplicable a los nuevos generadores60%
t+2Precio de cierre de la subasta del año t+2 aplicable a los nuevos generadores80%

El período de vigencia de estas obligaciones no podrá superar los veinte (20) años.

PAR.—El precio del cargo por confiabilidad para este agente corresponderá al promedio ponderado de los precios de cierre de las obligaciones de energía firme que recibió en cada año.

(Nota: Modificado por la Resolución 85 de 2007 artículo 2º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

*(Nota: Modificado por la Resolución 101 de 2007 artículo 5º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 32.—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 18 de esta resolución, el ASIC 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 y el precio de cierre de la subasta.

(Nota: Modificado el numeral 7° por la Resolución 140 de 2017 artículo 12 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 33.—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 momento 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.

CAPÍTULO IV

Energía firme para el cargo por confiabilidad, Enficc

ART. 34.—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.

ART. 35.—(Modificado).* 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 numeral 3.1 del anexo 3 de esta resolución.

PAR. 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.

PAR. 2º—Si el generador declara una Enficc superior a la asociada al 95% PSS, se utilizará la Enficc Base.

PAR. 3º—La garantía establecida en el parágrafo 1º de este artículo se exigirá a partir del segundo año del período de transición.

*(Nota:Modificado por la Resolución 103 de 2018 artículo 2º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 36.—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 numeral 3.2 del anexo 3 de esta resolución, considerando las condiciones de abastecimiento de combustibles y el IHF.

ART. 37.—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 numeral 3.3 del anexo 3 de esta resolución.

ART. 38.—Verificación de la Enficc. El valor de la Enficc declarado por el agente será verificado por el CND, de conformidad con el numeral 5.1 del anexo 5 de esta resolución. Para tal efecto, el agente deberá reportar a la CREG, en la fecha que esta determine, los formatos del numeral 5.2 del anexo 5 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.

ART. 39.—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 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 numeral 6.1 del anexo 6 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.

PAR.—Se verificarán todos los parámetros declarados por los agentes para las plantas 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 numeral 1º de esta resolución. La oportunidad para posteriores verificaciones será definida por la CREG.

ART. 40.—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.

ART. 41.—(Modificado).*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 anexo 4 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 un valor que exceda el 10% (desvíos de ríos, contrato de combustibles, otros). 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 48 y 49 de esta resolución, la Enficc se recalculará de conformidad con los ajustes a que de 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.

(Nota: Modificado por la Resolución 28 de 2007 artículo 1º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Adicionado por la Resolución 85 de 2007 artículo 3º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Modificado por la Resolución 132 de 2008 artículo 2º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Modificado por la Resolución 61 de 2015 artículo 2° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

*(Nota: Modificado por la Resolución 167 de 2017 artículo 5° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 42.—(Modificado).* 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 marcó 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.

(Nota: Modificado por la Resolución 79 de 2006 artículo 4º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

*(Nota:Modificado por la Resolución 103 de 2018 artículo 3º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 43.—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.

CAPÍTULO V

Disponibilidad de combustibles

ART. 44.—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.

PAR. 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.

PAR. 2º—La CREG podrá verificar la disponibilidad física del combustible en planta.

ART. 45.—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 18, 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 48.

Adicionalmente, deberán remitir los formatos contenidos en el numeral 5.2 del anexo 5 de esta resolución.

La garantía aquí exigida deberá acogerse a lo dispuesto en el capítulo VIII de esta resolución.

ART. 46.—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.

ART. 47.—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.

PAR. 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.

PAR. 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.

ART. 48.—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 de esta resolución, debidamente diligenciados, con la información referente a esos nuevos contratos.

PAR. 1º—(Modificado).* 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 un contrato de respaldo de energía firme, debidamente registrado ante el ASIC, y vigente durante el período de mantenimiento programado.

(Nota: Modificado por la Resolución 96 de 2006 artículo 3º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

PAR. 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.

PAR. 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 combustible, deberá presentar certificación escrita del representante legal del cesionario del contrato en la que conste las condiciones de duración y las cantidades cedidas.

PAR. 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.

ART. 49.—(Modificado).* 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 48, así como los formatos del numeral 5.2 del anexo 5 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 esa misma fecha una garantía de cumplimiento 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.

*(Nota: Modificado por la Resolución 61 de 2007 artículo 16 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 50.—Verificación de contratos, logística y disponibilidad de combustibles. La CREG verificará la veracidad de la información consignada en los formatos del anexo 5 de esta resolución frente a lo estipulado en los contratos de suministro y transporte de combustibles.

ART. 51.—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 48 respectivamente, otorgadas por el generador incumplido.

PAR.—(Modificado).* Durante el período de transición, este incumplimiento dará lugar a la reasignación de obligaciones de energía firme a prorrata de la Enficc no comprometida.

*(Nota: Modificado por la Resolución 86 de 2006 artículo 12 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

CAPÍTULO VI

Liquidación

ART. 52.—(Modificado).* 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 vigente. Dichas obligaciones deberán ser cumplidas de conformidad con el despacho ideal.

*(Nota: Modificado por la Resolución 140 de 2017 artículo 13 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 53.—(Modificado).* 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, 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 anexo 7 de esta resolución.

*(Nota: Modificado por la Resolución 140 de 2017 artículo 14 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 54.—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.

ART. 55.—(Modificado).* Precio de las transacciones en bolsa cuando el precio de bolsa es mayor al precio de escasez. 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 serán liquidadas a precio de escasez, sin perjuicio de las disposiciones contenidas en la regulación vigente en materia de precios de reconciliación.

(Nota: Adicionado por la Resolución 79 de 2006 artículo 5º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

*(Nota: Modificado por la Resolución 140 de 2017 artículo 15 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 56.—(Modificado).* 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 Resolución CREG-086 de 1996, o aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan, deberán producir mensualmente la Enficc declarada de conformidad con las disposiciones contenidas en esta resolución.

Cuando la generación real mensual 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 cargo por confiabilidad vigente y la diferencia entre la Enficc mensual y la generación real mensual, lo cual será considerado como un menor pago del cargo por confiabilidad por parte de la demanda.

Para cada unas de las horas en las cuales el precio de bolsa sea superior al precio de escasez y la planta no despachada centralmente tenga contratos de venta de energía a precio de bolsa, de conformidad con las disposiciones contenidas en la Resolución CREG-086 de 1996 o aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan, el precio de bolsa de que trata dicha resolución será igual al precio de escasez.

(Nota: Modificado por la Resolución 79 de 2006 artículo 6º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Modificado por la Resolución 138 de 2015 artículo 2º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

*(Nota: Modificado por la Resolución 140 de 2017 artículo 16 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 57.—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 el anexo 8 de esta resolución.

CAPÍTULO VII

Anillos de seguridad

ART. 58.—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 última instancia.

7.1. Mercado secundario de energía firme

ART. 59.—(Modificado).* 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 Enficc disponible, el respaldo de sus compromisos a través de contratos de respaldo, según lo establecido en esta resolución.

*(Nota: Modificado por la Resolución 79 de 2006 artículo 7º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 60.—(Modificado).* Participantes. En el mercado secundario de energía firme participarán exclusivamente los generadores. Los oferentes de este mercado serán los generadores con Enficc no comprometida. Los compradores serán los generadores que requieran temporalmente Enficc para el cumplimiento de sus obligaciones de energía firme o sus contratos de respaldo.

(Nota: Modificado por la Resolución 79 de 2006 artículo 8º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

*(Nota: Modificado por la Resolución 96 de 2006 artículo 4º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 61.—(Modificado).* Funcionamiento. Los generadores que tengan Enficc no comprometida y que voluntariamente quieran participar en el mercado secundario, 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 energía firme para cumplir sus obligaciones de energía firme negociará bilateralmente estos contratos de respaldo con los generadores oferentes, de acuerdo con esta resolución.

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.

*(Nota: Modificado por la Resolución 79 de 2006 artículo 9º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 62.—(Derogado).* Contenido de los contratos de respaldo de energía firme. 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 identidad de los generadores que intervienen, la cantidad horaria de energía firme negociada en el contrato, su período de vigencia y el orden de despacho de que trata el parágrafo 4º del artículo 62 de esta resolución.

*(Nota: Modificado por la Resolución 96 de 2006 artículo 5º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 63.—(Modificado).* 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 mínimo para el registro de estos contratos será de tres (3) días calendario contados desde la fecha de su celebración.

PAR. 1º—El ASIC publicará en el sistema de información del mercado secundario las cantidades transadas bilateralmente, identificando el plazo de estos compromisos, su entrada en vigencia y el precio al que fueron pactados.

PAR. 2º—(Derogado).* Cuando el contrato de respaldo se negocie entre generadores que detenten una relación de control en los términos previstos en la legislación comercial, el ASIC no publicará en el sistema de información del mercado secundario el precio al cual este respaldo fue pactado. No obstante, las partes deben reportarlo en las mismas condiciones establecidas para los demás contratos del mercado secundario.

*(Nota: Derogado por la Resolución 96 de 2006 artículo 13 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

PAR. 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.

PAR. 4º—(Modificado).* Cuando un generador venda en el mercado secundario a varios generadores, reportará al ASIC el orden en que deben ser despachados cada uno de dichos contratos. Cada uno de ellos será despachado en el orden respectivo y hasta la cantidad total comprometida, de acuerdo con las disposiciones contenidas en la presente resolución.

7.2. Subastas de reconfiguración

(Nota: Modificado por la Resolución 79 de 2006 artículo 10 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

*(Nota: Modificado por la Resolución 96 de 2006 artículo 6º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 64.—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.

ART. 65.—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.

ART. 66.—(Derogado).* Participantes. En las subastas de reconfiguración para compra de energía firme participarán como oferentes los generadores con Enficc no comprometida. El ASIC será el administrador de la subasta de reconfiguración y el encargado de incrementar las obligaciones de energía firme para cubrir la demanda.

En las subastas de reconfiguración para la venta de energía firme, originadas en la sobreestimación de la demanda asignada en la subasta, participarán como compradores los generadores con obligaciones de energía firme vigentes para el año cuya demanda fue sobreestimada y que estén interesados en eliminar o reducir la energía firme asociada a estos compromisos. El ASIC, como administrador de la subasta de reconfiguración, será el encargado de ofertar el excedente de energía firme contratado por la demanda.

*(Nota: Derogado por la Resolución 51 de 2012 artículo 20 de la Comision de Regulación de Energía y Gas)

ART. 67.—(Derogado).* Funcionamiento de una subasta de reconfiguración para la compra de energía. Los generadores con energía firme no comprometida deberán enviar al ASIC, en sobre cerrado y en la fecha que este determine, la energía firme que ofrecen, así como el precio, en dólares por kilovatio hora, correspondiente a su oferta.

Todas las obligaciones de energía firme transadas en esta subasta se remunerarán al precio resultante de la subasta de reconfiguración. Este precio corresponderá a la oferta del último generador asignado de acuerdo con las curvas de oferta y demanda construidas en la subasta de reconfiguración de acuerdo con los artículos 69 y 70 de esta resolución. La asignación de obligaciones de energía firme deberá garantizar que se minimiza la diferencia entre la oferta y la demanda de energía.

*(Nota: Derogado por la Resolución 51 de 2012 artículo 20 de la Comision de Regulación de Energía y Gas)

ART. 68.—(Derogado).* Funcionamiento de las subastas de reconfiguración para la venta de energía. El generador que desee reducir o eliminar sus obligaciones de energía firme para el año en que se presenta el excedente enviará al ASIC en sobre cerrado y en la fecha que este determine, la Enficc que desea comprar así como el precio máximo, en dólares por kilovatio hora, que está dispuesto a pagar por esta energía.

Todas las obligaciones de energía firme transadas en esta subasta se remunerarán al precio resultante de la subasta de reconfiguración. Este precio corresponderá a la oferta del último generador que adquirió obligaciones de energía firme, de acuerdo con las curvas de oferta y demanda construidas por el administrador de la subasta de reconfiguración de acuerdo con los artículos 71 y 72 de esta resolución. La asignación de obligaciones de energía firme deberá garantizar que se minimiza la diferencia entre la demanda y la oferta de energía.

*(Nota: Derogado por la Resolución 51 de 2012 artículo 20 de la Comision de Regulación de Energía y Gas)

ART. 69.—(Derogado).* Función de demanda de la subasta de reconfiguración para la compra de energía firme. La función de demanda de energía firme a emplear en las subastas de reconfiguración para la compra de energía firme será la misma utilizada en la subasta para la asignación de obligaciones de energía firme, salvo la demanda objetivo (D) de esta curva que corresponderá a la energía adicional que la CREG ordenó adquirir en esa subasta de reconfiguración.

*(Nota: Derogado por la Resolución 51 de 2012 artículo 20 de la Comision de Regulación de Energía y Gas)

ART. 70.—(Derogado).* Función de oferta agregada para la subasta de reconfiguración para la compra de energía firme. La curva de oferta agregada para la subasta de reconfiguración de compra de energía firme será la que resulte de sumar las ofertas de energía firme enviadas por los generadores en sobre cerrado y ordenadas según su precio de menor a mayor.

*(Nota: Derogado por la Resolución 51 de 2012 artículo 20 de la Comision de Regulación de Energía y Gas)

ART. 71.—(Derogado).* Función de demanda de la subasta de reconfiguración para la venta de energía firme. La curva de demanda agregada para la subasta de reconfiguración de venta de energía firme será la que resulte de sumar las demandas de energía firme enviadas por los generadores en sobre cerrado, ordenadas según su precio de mayor a menor.

*(Nota: Derogado por la Resolución 51 de 2012 artículo 20 de la Comision de Regulación de Energía y Gas)

ART. 72.—(Derogado).* Función de oferta de la subasta de reconfiguración para la venta de energía firme. En caso de requerirse una subasta de reconfiguración para la venta de energía firme, la CREG establecerá la función de oferta de obligaciones de energía firme para esa subasta en particular.

7.3. Demanda desconectable voluntariamente

*(Nota: Derogado por la Resolución 51 de 2012 artículo 20 de la Comision de Regulación de Energía y Gas)

ART. 73.—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.

7.4. Generación de última instancia

ART. 74.— Objeto. La generación de última 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 última instancia.

ART. 75.—(Modificado).* Registro del activo de generación de última 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 centralmente de acuerdo con la regulación vigente.

*(Nota: Modificado por la Resolución 79 de 2006 artículo 11 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

CAPÍTULO VIII

Garantías

ART. 76.—Eventos de garantías. Exclusivamente para efectos de respaldar las obligaciones asociadas al cargo por confiabilidad, se exigirán según sea el caso, las siguientes garantías:

1. Garantía por la energía firme incremental referente a una declaración de energía firme superior a la Enficc base, para el caso de plantas hidráulicas. Esta garantía se hará exigible a partir del segundo año del período de transición.

2. Garantía por la construcción y puesta en operación de plantas y/o unidades de generación nuevas y especiales.

3. Garantía por la energía firme asociada al primer año de operación de una unidad nueva de acuerdo con el IHF empleado para el cálculo de la Enficc.

4. Garantía por el incremento futuro de Enficc debido a la mejora en el índice IHF de una planta o unidad de generación.

5. Garantía de continuidad de los contratos de suministro y transporte de combustibles cuando la duración de los mismos es inferior al período de vigencia de la obligación.

6. Cualquier otro evento que se derive de lo ordenado en la presente resolución.

ART. 77.—Principios. En general todas las garantías establecidas en esta resolución deberán acoger los siguientes principios:

1. Deben cubrir todos los conceptos que surjan dentro de este mercado a cargo de los agentes generadores o de otros participantes.

2. El administrador designado debe tener la preferencia para obtener incondicionalmente y de manera inmediata el pago de la obligación garantizada en el momento de su ejecución.

3. Deben ser otorgadas de manera irrevocable e incondicional a la orden del administrador.

4. Deben ser líquidas y fácilmente realizables en el momento en que deban hacerse efectivas.

ART. 78.—Reglamento de garantías para el cargo por confiabilidad. El ASIC someterá a consideración de la CREG, a más tardar dentro de los tres meses siguientes a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución el reglamento de garantías para el cargo por confiabilidad, que deberá amparar las obligaciones de energía firme de acuerdo con los principios establecidos en este capítulo.

El reglamento de garantías para el cargo por confiabilidad deberá, entre otros, contener los eventos a garantizar, los riesgos cubiertos, la metodología aplicable para la determinación de los montos a garantizar, los mecanismos de ajuste de las garantías si se requieren y el destino de los dineros resultantes de hacerlas efectivas.

PAR.—Las características de las garantías exigibles durante el período de transición serán definidas en resolución aparte.

CAPÍTULO IX

Transición

ART. 79.—Período de transición. Para la aplicación de la presente resolución se define un período de transición 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 de conformidad con las disposiciones contenidas en la presente resolución. Durante el período de transición se tendrán en cuenta las reglas definidas en este capítulo.

ART. 80.—Requisitos para participar en la asignación de Enficc. Los generadores deberán cumplir con los mismos requisitos definidos en el artículo 20 de esta resolución.

ART. 81.—(Modificado).* Adecuación de la planta y/o unidad de generación térmica debido a la sustitución de gas natural. Durante el primer año del período de transición los generadores térmicos a gas natural que planeen utilizar combustibles distintos a este para su operación, y que a la fecha de asignación del cargo por confiabilidad no cuenten con las instalaciones para hacerlo, podrán optar por solicitar la retención del pago del cargo por confiabilidad hasta la fecha de puesta en operación de la infraestructura necesaria para generar con combustibles distintos a gas natural. Al cabo de este plazo se hará la entrega de los montos retenidos. El período máximo de retención no puede ser superior a seis (6) meses.

La devolución del pago retenido tendrá lugar una vez el CND ejecute una prueba de disponibilidad de la planta y/o unidad de generación de acuerdo con el protocolo aplicable a estas pruebas, y que esta sea calificada como exitosa. De lo contrario se terminará la obligación de energía firme asociada a esta planta y/o unidad de generación.

Para poder optar por esta alternativa, los agentes generadores deberán informarlo a la CREG como parte de la declaración de parámetros adjuntando una garantía de cumplimiento de la puesta en operación de la planta con el combustible alterno. Esta garantía debe cumplir lo dispuesto en el capítulo VIII de esta resolución.

(Nota: Modificado por la Resolución 78 de 2006 artículo 1º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Modificado por la Resolución 79 de 2006 artículo 12 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

*(Nota: Modificado por la Resolución 96 de 2006 artículo 7º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 82.—Determinación del pago por concepto de cargo por confiabilidad. Durante el período de transición el valor del cargo por confiabilidad será de trece dólares con cero cuarenta y cinco centavos por megavatio hora (13.045 US$/MWh). Este valor se indexará de conformidad con lo establecido en el artículo 29 de esta resolución.

ART. 83.—(Modificado).*Asignación de las obligaciones de energía firme. Durante el período de transición la asignación de las obligaciones de energía firme a cada uno de los generadores se realizará cada año a prorrata de la energía firme declarada para cada una de las plantas y/o unidades de generación, de conformidad con las disposiciones contenidas en esta resolución.

Durante el período de transición, las obligaciones de energía firme asignadas para cubrir la demanda objetivo no podrá ser superiores a la energía resultante de sumar la Enficc declarada para cada una de las plantas y/o unidades de generación.

*(Nota: Modificado por la Resolución 28 de 2007 artículo 2º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 84.—Período de vigencia de la obligación durante el período de transición. Durante el período de transición, las obligaciones de energía firme respaldadas con plantas y/o unidades de generación existentes tendrán un período de vigencia de doce (12) meses comprendidos entre el 1º de diciembre del año t y el 30 de noviembre del año t+1.

ART. 85.—(Modificado).*Plantas especiales por repotenciación y cierres de ciclo. Los generadores con plantas y/o unidades de generación que entren en operación durante el período de transición como resultado de cierres de ciclo o repotenciación, podrán optar por extender hasta por diez (10) años el período de vigencia de la obligación de energía firme respaldada con estas plantas. Esta decisión deberán comunicarla a la CREG y al administrador de la subasta a más tardar el 30 de marzo de 2007, remitiendo también la totalidad de la información aplicable a una planta y/o unidad de generación nueva, incluyendo las licencias ambientales asociadas a la operación con el combustible o combustibles elegidos por el generador.

Los generadores que opten por las disposiciones contenidas en el presente artículo tendrán sobre el incremento de capacidad las mismas obligaciones relacionadas con el reporte periódico de información exigibles a los nuevos generadores.

*(Nota: Modificado por la Resolución 27 de 2007 artículo 1º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 86.—Obligaciones de los generadores durante el período de transición. Durante el período de transición los generadores con asignación de obligaciones de energía firme, deberán cumplir todas las obligaciones y deberes establecidos en la presente resolución, y tendrán derecho a percibir las remuneraciones aquí previstas.

ART. 87.—Cronograma del período de transición. Para la asignación de obligaciones de energía firme en el período de transición los agentes deberán dar cumplimiento al siguiente cronograma:

1. Declaración de parámetros para la determinación de la Enficc.

A más tardar el veintitrés (23) de octubre de 2006, los generadores con plantas y/o unidades de generación que aspiren ser remuneradas por concepto de cargo por confiabilidad durante el período de transición, deberán reportar a la CREG los parámetros requeridos para la determinación de la Enficc. Dichos parámetros deberán ser declarados de conformidad con las disposiciones contenidas en la presente resolución.

2. (Modificado).* Documento de parámetros para la determinación de la Enficc.

A más tardar el treinta (30) de octubre de 2006, la CREG publicará un documento con la totalidad de parámetros reportados por cada uno de los agentes generadores para cada una de las plantas y/o unidades de generación. Este documento deberá ser usado por los agentes generadores para la determinación de la Enficc de cada una de sus plantas y/o unidades de generación.

*(Nota: Modificado el presente numeral por la Resolución 94 de 2006 artículo 1º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

3. Entrega de la proyección de demanda de energía.

A más tardar el seis (6) de noviembre de cada año la UPME remitirá a la CREG los tres escenarios de proyección de la demanda total doméstica, desagregados mensualmente, para el período comprendido entre diciembre de ese año y noviembre del año siguiente.

4. (Modificado).* Declaración de la Enficc.

A más tardar el quince (15) de noviembre de 2006, los agentes generadores deberán declarar para cada una de las plantas y/o unidades de generación que representen comercialmente, la energía firme para el cargo por confiabilidad, la cual será utilizada en el proceso de asignación de obligaciones de energía realizado por el ASIC de conformidad con las disposiciones contenidas en la presente resolución. Esta declaración deberá hacerse utilizando el formato del anexo 4 de esta resolución.

Con la declaración de la Enficc los generadores térmicos deberán reportar la información sobre contratos de suministro y transporte de combustible de acuerdo con los formatos del numeral 5.2 del anexo 5 de esta resolución.

Una vez declarada la energía firme para el cargo por confiabilidad para cada una de las plantas y/o unidades de generación, el CND deberá verificar que el valor se encuentre dentro de los limites establecidos en la presente resolución, para los casos en los cuales la energía firme para el cargo por confiabilidad declarada sea superior a la máxima energía firme resultante de aplicar la metodología establecida en la reglamentación, el CND considerará como valor declarado para la planta y/o unidad de generación hidráulica la Enficc base o la que resulte de aplicar la metodología de cálculo de la Enficc con los parámetros remitidos por el agente para el caso de plantas y/o unidades de generación térmica.

*(Nota: Modificado el presente numeral por la Resolución 79 de 2006 artículo 13 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

5. Asignación de obligaciones de energía firme.

La asignación de obligaciones de energía firme será realizada por el ASIC de conformidad con las disposiciones contenidas en la presente resolución. A más tardar el veintidós (22) de noviembre de cada año, el ASIC deberá publicar la asignación de obligaciones de energía firme para el año siguiente, discriminando las de cada generador.

6. (Modificado).* Entrega de contratos de combustible, garantías y certificado de asignación de obligaciones de energía firme.

Aquellos generadores con plantas y/o unidades de generación que no hayan remitido la información de contratos de suministro y transporte de combustible necesarios para garantizar la declaración de energía firme para el cargo por confiabilidad, deberán remitirla a más tardar el veinticinco (25) de noviembre de cada año.

Para los casos en los cuales la información de contratos de que trata el presente artículo no sea remitida en los plazos establecidos en la presente resolución, la asignación de obligación de energía firme para la planta y/o unidad de generación será igual a cero gigavatios hora (0 GWh).

Una vez verificada la información de contratos y garantías de que trata el presente artículo, el ASIC emitirá a más tardar el treinta (30) de noviembre de cada año una certificación de la asignación de obligaciones de energía firme para cada uno de los agentes, con plantas y/o unidades de generación que las respaldan, la cual deberá contener la Enficc asignada, el período de vigencia y el precio del cargo por confiabilidad asociado a ellas.

*(Nota: Modificado el presente numeral por la Resolución 79 de 2006 artículo 13 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Véase Resolución 99 de 2008 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

CAPÍTULO X

Disposiciones finales

ART. 88.—Modifícase el artículo 4º de la Resolución CREG-034 de 2001, el cual quedará así:

“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”.

ART. 89.—Derogatorias expresas. Deróganse el numeral 3.4 del anexo “código de operación” contenido en la Resolución CREG-025 de 1995; y las resoluciones CREG 018 de 1998; 056 de 1998; 037 de 1999 y 125 de 2005.

ART. 90.—(Derogado).* Pruebas de generación. Durante la estación de invierno de cada año, los generadores con plantas y/o unidades térmicas podrán solicitar al CND la programación de una prueba de generación, con la sujeción a las siguientes reglas:

1. El CND programará las pruebas de generación de que trata este artículo en coordinación con el agente respectivo, considerando los criterios de seguridad y confiabilidad del sistema interconectado nacional.

2. La duración de la prueba de generación de que trata este artículo no podrá exceder 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 en la hora siguiente a la de finalización de la prueba.

*(Nota: Derogado por la Resolución 85 de 2007 artículo 25 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 91.—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 la Resolución CREG-034 de 2001, o aquellas que la sustituyan, modifiquen o adicionen, incluyendo las horas de inflexibilidad asociadas a dicha prueba.

PAR.—Para establecer el valor de la variable GSA prevista en la Resolución CREG 034 de 2001, se considerará, para efectos de este artículo, la totalidad de la generación asociada con la prueba, es decir, la generación real.

ART. 92.—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.

ART. 93.—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 la Resolución CREG-034 de 2001, o aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan.

ART. 94.—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.

ART. 95.—Vigencia. Esta resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial y deroga las disposiciones que le sean contrarias.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D.C., a 3 de octubre de 2006.

(Nota: Véase la Resolución 143 de 2008 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ANEXO 1

Obligaciones de energía firme

(Nota: Véase la Resolución 143 de 2008 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

1.1. (Modificado).* 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 planta y/o unidad de generación representada comercialmente por el agente generador j se determinará mediante la siguiente expresión:

 

 

Donde:

OMEFRi,j,mObligación mensual de energía firme respaldada por la planta o unidad de generación i del generador j en el mes m.
EAi,jEnficc 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.
DmDemanda objetivo del mes m.
D jDemanda 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.

1.2.(Modificado).* 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:

ODEFR j,d,mObligación 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,mObligación mensual de energía firme respaldada por la planta o unidad de generación i del generador j en el mes m.
DCd,mDemanda comercial total doméstica del sistema para el día d del mes
DC mDemanda comercial total doméstica del sistema para el mes m.

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. Para la segunda liquidación se realizará una estimación de la obligación de energía firme diaria del generador j, así:

 

Donde:

ODEFRi,j, ,m,TObligación 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,mObligación mensual de energía firme respaldada por la planta o unidad de generación i del generador j en el mes m.
DCm-1,TDemanda comercial doméstica total del sistema para el día de tipo T del mes m-1.
DCm-1Demanda comercial total doméstica del sistema para el mes m-1.
NDT,m-1Número de días del tipo T en el mes m-1.

Para los efectos de que trata el presente anexo, los tipos de día (T) corresponden a: domingos y festivos; sábados; y días ordinarios.

(Nota: Modificado el inciso 2 del presente numeral por la Resolución 121 de 2012 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas )

(Nota: Modificado por la Resolución 203 de 2013 artículo 10 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas )

*(Nota: Modificado por la Resolución 11 de 2015 artículo 17 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas )

1.3. Determinación de la obligación horaria de energía firme.

La obligación de energía firme horaria se determinará así:

 

 

Donde:

OEFTd,m,hObligación de energía firme total para la hora h del día d del mes m.
ODEFj,m,dObligación diaria de energía firme para el agente j en día d del mes m.
DCm,dDemanda comercial total del sistema para el día d del mes m.
DCd,m,hDemanda comercial total del sistema para la hora h del día d del mes m.

1.4.(Modificado).* Precio de escasez.

El precio de escasez será el que resulte de aplicar la siguiente fórmula:

 

Donde:

PEmPrecio de escasez total vigente para el mes m, expresado en pesos por kilovatio hora ($/KWh).
Precio de escasez parte combustible vigente para el mes m, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh.). Este valor será de ciento un dólares con seis centavos de junio de 2006 por megavatio hora (US$ 101.6 dólares/MWh), y se actualizará mensualmente de acuerdo con el del numeral 1.4.1 de este anexo.
El valor actualizado se convertirá a $/kWh con la TRM del último día hábil del mes m-1 en que se efectúe el cálculo, publicada por la Superintendencia Financiera.
COMmParte variable del costo de operación y mantenimiento para el mes m, expresado en pesos por kilovatio hora ($/KWh), será de diez pesos sesenta y seis centavos y siete milésimas de junio de 2006 por kilovatio hora ($ 10.667/kWh). Este costo se actualizará mensualmente, con la variación mensual del IPC, publicado por el DANE, en el mes m-1.
OCVm-1Suma 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 valor total del servicio de AGC del último mes con facturación dividido por la demanda de energía de ese mes.

(En la liquidación final el ASIC hará los ajustes a la TRM y al IPC, teniendo en cuenta los valores reales publicados por las entidades respectivas.).*

*(Nota: Derogado el último inciso del presente numeral del Anexo 1 por la Resolución 137 de 2009 artículo 8º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Modificado el segundo inciso del presente númeral por la Resolución 22 de 2010 artículo 1° y adicionado por el artículo 2° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

*(Nota: Modificado el presente númeral por la Resolución 70 de 2014 artículo 3° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Modificada la descripción de la variable OCV del presente númeral por la Resolución 207 de 2015 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

1.4.1.(Modificado).* 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, y su cálculo se realizará el último día hábil del mes anterior (m-1) al mes en el cual se pondrá en vigencia (m), para lo cual se aplicará la siguiente fórmula:

 

Donde:

Precio de Escasez parte combustible que regirá durante el mes (m) expresado en US$/kWh.
Cm-1Precio de escasez parte combustible del mes (m-1).
ÍNDICEm-1Promedio aritmético del índice diario New York Harbor Residual Fuel Oil 1% Sulfur LP Spot Price, según la serie publicada por el departamento de energía de Estados Unidos en el mes m-1.
ÍNDICEm-2Promedio aritmético del índice diario New York Harbor Residual Fuel Oil 1% Sulfur LP Spot Price, según la serie publicada por el departamento de energía de Estados Unidos en el mes m-2.

(Nota: Modificado el primer inciso del presente númeral por la Resolución 22 de 2010 artículo 3° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas) 

(Nota: Modificado en lo pertinente por la Resolución 162 de 2010 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

*(Nota: Modificado el presente númeral por la Resolución 70 de 2014 artículo 3° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

1.5. (Modificado).* Contratación de la auditoría para plantas y/o unidades de generación nuevas o especiales.

Para la contratación de la auditoría del cumplimiento de las obligaciones contenidas en el artículo 8º 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 el generador a quien le haya sido asignada la obligación de energía firme. Para este fin, deberá contratar una fiducia con una empresa debidamente autorizada por la Superintendencia Financiera, que realizará los pagos al auditor de acuerdo con las condiciones establecidas en los términos de referencia.

3. El auditor estará obligado a rendir anualmente 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.

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 incumplimiento subsanable del 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. No se admitirán informes de auditoría ambiguos.

6. 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 y/o unidades, alguno de los eventos señalados en el numeral 4º de este título.

7. 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 anual y en el informe final, según corresponda.

(Nota: Modificado por la Resolución 61 de 2007 artículo 17 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

*(Nota:Modificado por la Resolución 103 de 2018 artículo 4º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

1.6. Retiro de agentes del mercado mayorista de energía.

1.6.1. 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 sistema 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 12 de la Resolución CREG-024 de 1995.

1.6.2. Retiro de agentes del mercado mayorista de energía que no tienen asignadas obligaciones de energía firme.

Modificación del artículo 12 de la Resolución CREG-024 de 1995. El artículo 12 de la Resolución CREG-024 de 1995, 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 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.

PAR. 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.

PAR. 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.

PAR. 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.

PAR. 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”.

(Nota: Véase la Resolución 143 de 2008 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ANEXO 2

Subasta para la asignación de obligaciones de energía firme

2.1. (Modificado).* Función de demanda de energía.

La cantidad de energía que será cubierta mediante las obligaciones de energía firme resultantes de la subasta se definirá con la siguiente función de demanda:

 

Donde:

DDemanda objetivo
CECosto del entrante expresado en US$/kWh establecido en la regulación vigente y actualizado de conformidad con las disposiciones contenidas en esta resolución
M1 y M2Márgenes de demanda de energía, expresados en kilovatios hora
pPrecio
qDemanda al nivel de precio p

El valor de CE, M1 y M2 será establecido en la resolución de que trata el artículo 18 de la presente resolución.

*(Nota: Modificado por la Resolución 101 de 2007 artículo 6º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

2.2. (Modofocado).* Pasos del período de precalificación de la subasta.

Durante el período de precalificación de la subasta se ejecutarán las siguientes actividades, de acuerdo con el cronograma de que trata el artículo 18 de esta resolución:

1. Los agentes generadores deberán reportar a la CREG los parámetros y la documentación requeridos para la determinación de la Enficc de cada una de sus plantas y/o unidades de generación existentes o especiales, de conformidad con las disposiciones y formatos contenidos en la presente resolución.

2. Dentro de quince días calendario siguientes a la declaración de parámetros establecida en el numeral 1º, la CREG publicará un documento conteniendo la totalidad de parámetros reportados por cada uno de los agentes generadores para cada una de las plantas y/o unidades de generación. Este documento deberá ser usado por cada uno de los agentes generadores para la determinación de la energía firme para el cargo por confiabilidad para cada una de sus plantas y/o unidades de generación.

3. Dentro de quince días calendario siguientes los agentes generadores deberán declarar para cada una de las plantas y/o unidades de generación que representen comercialmente, la energía firme para el cargo por confiabilidad, la cual será utilizada en el proceso de asignación de obligaciones de energía firme. Para la declaración de la Enficc de cada una de sus plantas y/o unidades de generación, el agente utilizará el formato del anexo 4 de esta resolución.

4. Las plantas y/o unidades de generación nuevas deberán reportar a la CREG la información requerida para la determinación de la Enficc, así como el período vigencia de la obligación expresado en años. Esta información será remitida por la CREG al CND.

5. Los generadores con plantas y/o unidades de generación nuevas y/o especiales deberán remitir al Ministerio de Minas y Energía, a la CREG y al administrador de la subasta el cronograma de construcción o de repotenciación de la planta o unidad de generación, el cual debe incluir la participación porcentual de cada actividad en el total del proyecto, y la curva S.

6. Dentro de los ciento veinte (120) días calendario siguientes al inicio del período de precalificación de la subasta los generadores deberán informar a la CREG y al administrador de la subasta las plantas y/o unidades de generación que van a ser retiradas del cargo por confiabilidad bien sea de manera temporal o definitiva.

7. El ASIC deberá realizar el proceso de subasta de conformidad con las disposiciones contenidas en la presente resolución.

La declaración de Enficc y de los parámetros que soportan su cálculo deberán efectuarlo quienes la declaren por primera vez o quienes la modifiquen, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 41 de esta resolución.

*(Nota: Modificado por la Resolución 101 de 2007 artículo 6º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

2.3. (Modificado).* 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 las siguientes reglas:

1. El precio de apertura de la subasta será igual a dos veces el valor establecido en la regulación vigente para el costo del entrante.

2. Para cada una de las rondas en el proceso de subasta, el subastador deberá informar al mercado el precio de apertura de la ronda y el precio de cierre de la ronda.

3. Durante cada ronda de la subasta, cada uno de los generadores participantes deberá enviar al administrador de dicha subasta, una función de oferta de Enficc definida entre el precio de apertura de la ronda y el precio de cierre de la ronda. Adicionalmente la cantidad de energía firme ofrecida por cada generador solo puede permanecer constante o disminuir ante decrementos en el precio.

4. Una vez finalizado el período de duración de la ronda, el administrador de la subasta deberá determinar el exceso de oferta existente e informarlo al subastador.

5. Cuando el exceso de oferta sea positivo, el subastador informará un nuevo precio de cierre de la ronda, con el cual el administrador de la subasta procederá a abrir una nueva ronda. Este nuevo precio de cierre de la ronda será menor que el precio de cierre de la ronda anterior y para su determinación se deberá considerar el exceso de oferta de energía firme existente. El precio de apertura de la ronda nueva corresponderá al precio de cierre de la ronda anterior. Los generadores deberán enviar nuevamente una función de oferta definida entre estos nuevos precios.

Los generadores con plantas y/o unidades de generación existentes solo podrán retirar su Enficc durante el proceso de subasta cuando el precio de cierre de la ronda sea inferior al resultado de incrementar en un 10% el CE.

6. El proceso se debe repetir hasta cuando no haya exceso de oferta de energía firme. En este momento se procederá al despeje del mercado y a la determinación del precio de cierre de la subasta.

7. El precio de cierre de la subasta corresponderá a la oferta del último generador asignado con obligaciones de energía firme. La forma de selección del último generador asignado se establecerá en el protocolo de la subasta.

8. Si durante el período de precalificación se informó el retiro temporal de energía, la subasta se adelantará de conformidad con las disposiciones contenidas en la presente resolución, considerando la Enficc asociada a las plantas y/o unidades que van a ser retiradas. El precio de cierre de la subasta definirá el precio del cargo por confiabilidad aplicable a obligaciones de energía firme de plantas y/o unidades de generación existentes, en la forma establecida en esta resolución con excepción de las disposiciones contenidas en el artículo 27 y el artículo 30 de esta resolución. Al finalizar la subasta se considerará la energía firme cuyo retiro temporal fue informado, y el precio resultante definirá el precio del cargo por confiabilidad aplicable solamente a obligaciones de energía firme que se respaldan con plantas y/o unidades de generación nuevas.

(Nota: Modificado por la Resolución 101 de 2007 artículo 6º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

*(Nota:Modificado por la Resolución 103 de 2018 artículo 5º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

2.4. 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.

2.5. Contenido del protocolo de la subasta para la asignación de obligaciones de energía firme.

Este protocolo deberá contener por lo menos la siguiente información:

1. Funciones del administrador de la subasta: información que debe ser remitida a la CREG y plazo para hacerlo.

2. Funciones del auditor de la subasta.

3. Funciones del subastador.

4. Definición de la duración de cada una de las rondas del proceso de subasta.

5. Criterios que serán aplicados para la selección del auditor de la subasta.

6. Criterios que serán aplicados para la selección del subastador.

7. Fecha y hora de la apertura y el cierre de la subasta.

8. Plataforma tecnológica requerida para la realización de la subasta.

9. Procedimientos de seguridad de dicha plataforma.

10. Mecanismos de autenticación de usuarios.

11. Prohibiciones durante el proceso de subasta.

ANEXO 3

(Nota: Modificado el numeral 3.4.1 del presente anexo por la Resolución 201 de 2017 artículo 5° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Modificado el numeral 3.4.1 del presente anexo por la Resolución 167 de 2017 artículo 6° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Modificado el numeral 3.3 del presente anexo por la Resolución 138 de 2015 artículo 3º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Modificado el numeral 3.4.1 del presente anexo por la Resolución 85 de 2007 artículo 4 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Modificado el numeral 3.4.1 del presente anexo por la Resolución 96 de 2006 artículo 7º(sic) de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

Cálculo de la energía firme para el cargo por confiabilidad, Enficc

3.1. 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:

em = e m-1 + a m – t m - um

Donde:

emVolumen del embalse al final del mes m, expresado en metros cúbicos (m3)
amAportes en el mes m, expresado en metros cúbicos por segundo (m3/s).
tmTurbinado en el mes m, expresado en metros cúbicos por segundo (m3/s).
umVertimientos durante el mes m, expresado en metros cúbicos por segundo.

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. Capacidad máxima de bombeo.

7. Capacidad de canales de descarga.

8. La información hidrológica oficial del SIN.

9. En el modelo computacional se considerará que:

a) Solamente se realizarán generaciones superiores a la Enficc del período de optimización, cuando se haya alcanzado la máxima capacidad del embalse;

b) Los vertimientos se presentarán únicamente cuando se supere la máxima capacidad de almacenamiento del embalse o de los embalses asociados a la planta y la máxima capacidad de turbamiento de la planta;

c) Para plantas en cadena, se aplicará la metodología a la primera planta aguas arriba, considerando el embalse o embalses asociados. Para las plantas aguas abajo, se considerarán los aportes directos y los que provengan de las plantas aguas arriba, sea por turbinamiento y/o vertimientos, y

d) Para plantas con cadena de embalses asociados aguas arriba, se aplica la metodología a la cadena de embalses para optimizar la generación de la primera planta asociada.

La formulación matemática de este modelo será el descrito en el anexo 9 de esta resolución.

3.1.1. 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.

3.1.2. Períodos de optimización.

Serán períodos 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.

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 1º de mayo y terminar el 30 de abril.

3.1.3. 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.

3.1.4. Curva de distribución de probabilidad.

Con la Enficc que se obtiene para cada período de optimización, expresada en gigavatios hora día año (GWh-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.

3.1.5. (Modificado).* 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.

*(Nota:Modificado por la Resolución 103 de 2018 artículo 6º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

3.1.6. Modelo de optimización.

La formulación matemática del modelo de optimización será la contenida en el anexo 9 de esta resolución y el modelo computacional estará disponible en la página web de la CREG o en el sitio que ella determine mediante circular.

3.1.7. Cálculo de la Enficc anual.

Para determinar la Enficc anual se aplicará la siguiente fórmula:

ENFICC = E D * d m

Donde:

EDEnficc declarada por el generador expresada en kilovatios hora día (kWh/día).
dmNúmero de días del año.

3.2. Metodología de cálculo de la Enficc de una planta o unidad térmica.

La Enficc anual de las plantas o unidades térmicas (EnficcPT ) se establecerá de acuerdo con la siguiente fórmula:

ENFICC PT = CEN * b * h m

Donde:

CENCapacidad efectiva neta (MW)
bFactor 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. Índice de disponibilidad de suministro de combustibles para operación continua (IDS) definido a continuación.
 3. Índice de disponibilidad de transporte de gas natural para operación continua (IDT) definido a continuación. Este índice aplicará proporcionalmente a la cantidad de gas natural que utilizará la planta y/o unidad de generación térmica para su operación.
hm:Horas del año

3.2.1. Índice de indisponibilidad histórica de salidas forzadas, IHF.

Los IHF se determinarán empleando la siguiente fórmula:

 

Donde:

IHFIndisponibilidad histórica forzada.
HIHoras de indisponibilidad forzada sin considerar horas de mantenimiento programado.
HOHoras de operación o en línea.
HDHoras equivalentes de indisponibilidad por derrateos, sin considerar mantenimientos programados, calculadas como:

 

Donde:

CENCapacidad efectiva de la unidad o planta.
CDiCapacidad disponible durante la hora i.
HConstante de conversión de unidades (1 hora).

Para poder descontar de las variables HI y HD las horas de mantenimiento programado, este debió haberse respaldado con contratos de respaldo o con cualquier otro anillo de seguridad durante el tiempo de ejecución de este mantenimiento y debió registrarse previamente ante el ASIC este respaldo.

Durante el período de transición los valores de las variables HI y HD serán los registrados en los sistemas de información del CND.

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 la siguiente tabla:

Tipo de tecnología1er. año (1ª columna)2º año
(2ª columna)
3er año (3ª columna)
Gas0.2El menor valor entre 0.15 y el índice histórico del primer año completo de operaciónEl índice histórico del segundo año completo de operación
Carbón0.3El menor valor entre 0.2 y el índice histórico del primer año completo de operaciónEl índice histórico del segundo año completo de operación
Hidráulicas0.15El menor valor entre 0.1 y el índice histórico del primer año completo de operaciónEl índice histórico del segundo año completo de 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 12 meses, se utilizarán los siguientes IHF:

• Primer año de operación de la unidad, el valor que aparece en la primera columna.

• Segundo año de operación de la unidad en adelante, los valores de 0.15 para unidades térmicas a gas, 0.2 para unidades térmicas a carbón y 0.1 para unidades hidráulicas;

b) Si una unidad es calificada como especial o nueva, se utilizarán los siguientes IHF:

• Primer año de operación de la unidad, el valor que aparece en la primera columna de la tabla anterior.

• Segundo año de operación de la unidad en adelante: 0.05;

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;

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 artículo 5º del Decreto 1484 de 2005, 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:

a) Tener celebrados contratos firmes de suministro y transporte de gas natural;

b) En la respectiva hora no tener previamente programados mantenimientos;

c) Destinar el gas contratado al sector prioritario definido por el Ministerio de Minas y Energía;

d) 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.

3.2.2. Declaración de los índices de indisponibilidad histórica forzada.

Para efectos de calcular la Enficc de una planta y/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 generador deberá:

1. Aportar las garantías que sean requeridas en esta resolución para respaldar la obligación de energía firme asociada a la mejora del IHF.

2. Reportar el cronograma de mejora del IHF y ejecutarlo con anterioridad al inicio del período de vigencia de la obligación. Este cronograma deberá distribuir de manera uniforme las acciones a realizar, pero en caso de que las actividades para mejorar el IHF se concentren al final del período, estas deben finalizarse seis (6) meses antes del inicio del período de vigencia de la obligación.

3. Durante el período establecido en el cronograma de mejora, el CND realizará trimestralmente pruebas de disponibilidad de la planta y/o unidad de generación de acuerdo con el protocolo aplicable para las pruebas de disponibilidad.

En los casos en los cuales la prueba sea calificada como no exitosa, se considerará que el agente generador no ha cumplido con el cronograma de mejora. Esta situación dará lugar a la terminación de la Obligación de energía firme asociada a la mejora del IHF y el ASIC procederá a hacer efectivas las garantías establecidas.

3.2.3.(Modificado).* Índice de disponibilidad de suministro de combustibles, IDS.

El índice de disponibilidad de suministro de combustibles, IDS, para operación continua se calculará así:

 

Donde:

CS iCantidad 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.
CRCantidad 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.
IMMiEn 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 47 de esta resolución. Para combustibles distintos de gas, este valor es igual a uno (1).
CAiCantidad almacenada del combustible i, expresada en MBTU, disponible al inicio del primer año del período de vigencia de la obligación, de conformidad con lo dispuesto en el capítulo V de esta resolución.
CMCantidad de energía requerida para operar a plena capacidad efectiva neta durante el año de la obligación de energía firme. Se calculará utilizando la siguiente fórmula:

CM = Heat Rate * CEN * h año

Donde:

Heat rateEficiencia declarada de la planta o unidad de generación térmica, expresada en MBTU/MWh
CENCapacidad efectiva neta de la planta y/o unidad de generación, expresada en megavatios (MW)
hañoNúmero de horas del primer año del período de vigencia de la obligación.
nNúmero de combustibles de los que dispone la planta para operar simultáneamente

*(Nota: Modificado por la Resolución 96 de 2006 artículo 7º(sic) de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

3.2.4. Índice de disponibilidad de transporte de combustible para operación continua, IDT.

Plantas térmicas a gas.

El índice de disponibilidad de transporte de combustible, IDT, para operación continua, se calcula para plantas térmicas a gas mediante la siguiente fórmula:

 

Donde

CTCantidad de energía, expresada en MBTU, asociada al transporte de gas 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.
TCRDisponibilidad de transporte de gas evaluada por la CREG.
CMCantidad anual de energía que debe ser transportada para operar a plena capacidad efectiva neta durante el año de la obligación de energía firme.

• Plantas térmicas con capacidad de operar con más de un combustible.

Para plantas térmicas con capacidad de operar con más de un combustible, el índice de disponibilidad de transporte de combustible, IDT, para operación continua se calculará empleando la siguiente fórmula:

 

 

Donde:

IDTgasÍndice de disponibilidad de transporte de gas. El IDT para combustibles diferentes a gas es igual a 1.
IMMgasEn 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 47 de esta resolución.
IMMIEn 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 47 de esta resolución. Para combustibles distintos de gas, este valor es igual a uno (1).
CTgasCantidad 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 variable será el menor entre la declarada por el agente y la disponibilidad de transporte de gas evaluada por la CREG.
CSICantidad 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.
CSgasCantidad de energía procedente del gas natural, expresada en MBTU, que podrá ser suministrada en firme para el año de la obligación de energía firme de conformidad con lo establecido en el capítulo V de esta resolución.

Para las plantas 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 numerales 3.2.3 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 capítulo V de esta resolución.

3.3. Metodología de cálculo de la Enficc de una planta no despachada centralmente.

La Enficc de las plantas no despachadas centralmente (EnficcPNDC ) se establece de acuerdo con la siguiente fórmula:

Enficc PNDC = CEN * d * h año

Donde:

CENCapacidad efectiva neta (MW).
dDisponibilidad de la planta. El valor de esta variable será declarado por el agente, de no hacerlo se empleará un valor igual al 35%.
hañoNúmero de horas 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.

3.4.1.

(Nota: Modificado el numeral 3.4.1 del presente anexo por la Resolución 96 de 2006 artículo 7º(sic) de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Modificado el numeral 3.4.1 del presente anexo por la Resolución 85 de 2007 artículo 4 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Modificado el inciso del numeral 3.4.1 del presente anexo por la Resolución 63 de 2010 artículo 20 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Modificado los incisos del numeral 3.4.1 del presente anexo por la Resolución 148 de 2010 artículo 7° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Modificado los incisos del numeral 3.4.1 del presente anexo por la Resolución 153 de 2011 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Modificado en lo pertinente por la Resolución 81 de 2014 artículo 3º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

3.4.2. (Nota: Modificado el numeral 3.4.2 del presente anexo por la Resolución 61 de 2007 artículo 18 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Modificado el numeral 3.4.1 del presente anexo por la Resolución 167 de 2017 artículo 6° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Modificado el numeral 3.4.1 del presente anexo por la Resolución 201 de 2017 artículo 5° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ANEXO 4

Formato para la declaración de Enficc

Señores

Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG

Referencia: Declaración de Enficc para la asignación de obligaciones firme del 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 de generaciónEnficc (kwh/día)Período de vigencia de la obligación
Fecha de inicio
(mes, año)
Fecha de finalización (mes, año)
    
    
    
    

Atentamente,

Firma:

C. de C. Nº ______________________________________

Representante legal de _____________________________

ANEXO 5

Verificación de la Enficc

5.1. 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.

5.2. Formatos de reporte de la información para el cálculo de la Enficc.

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
NombreCapacidad efectiva neta1 (MW)Eficiencia planta o unidad (MW/m3/s)IHF (%)
    

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.

icon
ver tabla
ElementoAportes (punto de entrada)Descargas (punto de salida)Vertimientos
ClaseNombreRíoEmbalsePlantaOtroRíoEmbalsePlantaOtroRíoEmbalsePlantaOtro
              

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 topológico.

Formato 3. Plantas o unidades térmicas.

Plantas o unidades térmicas
NombreCapacidad efectiva neta3 (MW)Eficiencia (MBTU/MWh)IHF (%)
    

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
    

Formato 5. Embalses.

Embalses
Embalse Mínimo técnico (Mm3) Máximo técnico (Mm3 )
   
   

Formato 6. Filtraciones.

Filtraciones
Embalse m3 /s
  

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 (m3/s) Flujo máximo (m3/s) Fecha de entrada (mes, año) Fecha de salida (mes, año)
     

Formato 10. Capacidad máxima de arcos de generación

Capacidad máxima de arcos de generación
Nombre Flujo mínimo (m3/s) Flujo máximo (m3/s)
   

Formato 11. Descargas máximas embalses de Bogotá

Descargas máximasEmbalses de Bogotá
Embalse M3/s
Sisga 
Tominé 
Neusa 
Chuza 

Formato 12. Capacidad túneles de Chivor.

CapacidadTúneles de Chivor
Túnelm 3 /s
Tunjita 
Rucio 
Negro 

Formato 13. Demanda de acueducto y riego.

icon
ver tabla
Demanda de acueducto y riego (m3/s)
Nombre Año T Año T+1 Año T+2 Año T+n Factor de recuperación (%)
      

(Nota: Adicionado el presente numeral por la Resolución 148 de 2011 artículo 2° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

5.2.1. Contratación de combustibles para generación eléctrica.

Los formatos que se definen acontinuación deberán ser diligenciados para cada uno de los años del período de vigencia de la obligación que el generador aspira le sea asignada.

5.2.1.1. 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.

icon
ver tabla
Energía contratada en firme para cada mes (MBTU)
Planta o unidad de generaciónCampo que suministraDic.Ene.Feb.Mar.Abr.MayoJun.Jul.Ago.Sep.Oct.Nov.
              

15.(Modificado).* Transporte de gas natural.

El generador deberá utilizar la equivalencia entre 1 MBTU y 1kpc (1 MBTU = 1kpc) para efectos de diligenciar este formato.

icon
ver tabla
Transporte de gas contratado en firme para cada mes (MBTU)
Planta o unidad de generaciónPunto de entradaPunto de salidaDic.Ene.Feb.Mar.Abr.MayoJun.Jul.Ago.Sep.Oct.Nov.
               
*(Nota: Modificado por la Resolución 85 de 2007 artículo 5º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

5.2.1.2. 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.

icon
ver tabla
Energía contratada en firme para cada mes procedente de carbón y otros combustibles distintos a gas (MBTU)
Planta o unidad de generaciónCombustibleDic.Ene.Feb.Mar.Abr.MayoJun.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.

Energía almacenada procedente de carbón y otros combustibles distintos a gas
Planta y/o unidad de generación CombustibleCapacidad de almacenamiento del combustible Cantidad almacenada al inicio de la obligación (MBTU)
    

Formato 18. Energía contratada para cubrir mantenimientos.

icon
ver tabla
Energía contratada mensualmente para cubrir mantenimientos (MBTU)
Planta o unidad de generación que respaldaDic.Ene.Feb.Mar.Abr.MayoJun.Jul.Ago.Sep.Oct.Nov.
             

Formato 20. (Nota: Adicionado por la Resolución 167 de 2017 artículo 4º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

Formato 21. (Nota: Adicionado por la Resolución 167 de 2017 artículo 4º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

Formato 22. (Nota: Adicionado por la Resolución 132 de 2008 artículo 4º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Adicionado por la Resolución 243 de 2017 artículo 3º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

Formato 23. (Nota: Adicionado por la Resolución 132 de 2008 artículo 4º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Adicionado por la Resolución 243 de 2017 artículo 3º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

Formato 24.(Nota: Adicionado por la Resolución 243 de 2017 artículo 3º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

Formato 24(sic). (Nota: Adicionado por la Resolución 201 de 2017 artículo 3º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Modificados los formatos 20 y 21del presente anexo por la Resolución 61 de 2015 artículo 4° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ANEXO 6

Mecanismo de verificación de la información para la estimación de la Enficc

6.1. 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.

6.2. 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.

• 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 (mar. 31) 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.

6.3. 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.
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 baseProtocolo 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.
AlcanceDeterminar 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.
ToleranciaDe 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 errorDe 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 baseAcuerdo 103 del CNO de noviembre 15 de 2000 o aquellos que lo modifiquen o 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.
AlcanceDeterminar 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 baseAcuerdo 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 firma contratada para la verificación de parámetros • Recibe de la CREG los valores declarados por los agentes.
• Solicita al agente copia del contrato de conexión o del convenio según sea el caso.
• Compara si el valor declarado para el parámetro es menor o igual al establecido en el contrato de conexión o en su defecto en los convenios existentes antes de la fecha 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 153 del CNO julio 27 de 2001 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan.

Volumen de espera

Documentos base Acuerdo 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 baseAcuerdo 153 del CNO de julio 27 de 2001 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan. Licencias ambientales y actos administrativos que impongan esta restricción.
AlcanceDeterminar 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 errorSe considerará discrepancia si el agente generador estando obligado a declarar el parámetro no lo hace.

Arcos de generación

Documentos base Acuerdo 153 del CNO de julio 27 de 2001 o aquellos que lo modifiquen o sustituyan. 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 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 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 errorSe considerará discrepancia cualquier valor declarado superior al calculado por la firma.

Arcos de descarga

Documentos base Acuerdo 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 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 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 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.

Demanda de acueducto y riego

Documentos base Acuerdo 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 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 baseAcuerdo 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 153 del CON 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 los sistemas de aguas residuales.
Margen de errorSe considerará discrepancia cualquier valor declarado superior al establecido en los documentos base.

IHF plantas térmicas

Documentos baseInformación histórica bitácoras de planta.
Eventos de unidades de generación registrados en el CND.
AlcanceDeterminar si el cálculo de los índices 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 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 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 errorSe 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 índices 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 inclusión de los eventos verificados dentro de la base de cálculo.
• Determina si se trata de una planta y/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 errorSe 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 errorSe 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.

(Nota: Adicionados procedimientos de verificación de parámetros asociados al cálculo de la ENFICC por la Resolución 79 de 2007 artículo 1º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ANEXO 7

(Nota: Modificado el numeral 1 del presente anexo por la Resolución 140 de 2017 artículo 17 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Modificado el numeral 1 del presente anexo por la Resolución 138 de 2015 artículo 4º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Modificado el numeral 3 del presente anexo por la Resolución 96 de 2006 artículo 9º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Modificado el numeral 4 del presente anexo por la Resolución 96 de 2006 artículo 10 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

Liquidación

Para efectos de determinar la obligación horaria de energía firme para cada uno de los agentes generadores se aplicarán las siguientes reglas:

1. (Modificado).* Se calculará la Desviación Diaria de la Obligación de energía firme de acuerdo con la siguiente expresión:

DOEF j,m,d = GID j,m,d - ODEF j,m,d

Donde:

DOEFj,m,dDesviación diaria de la obligación de energía firme del generador j en el día d del mes m.
GIDj,m,dGeneración ideal para el día de operación d, del generador j en el mes m.
ODEF j,m,dObligación diaria de energía firme del generador j en el día d del mes m.

Para los agentes generadores para los cuales el valor de DOEF es igual a cero (0), la obligación horaria de energía firme es igual a su generación ideal para cada una de las horas del día de operación.

Para los casos en los que la variable DOEF es mayor que cero (0), la obligación de energía firme horaria se determinará como:

 

(Nota: Modificado por la Resolución 96 de 2006 artículo 8º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Modificado por la Resolución 203 de 2013 artículo 12 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

*(Nota: Modificado por la Resolución 11 de 2015 artículo 19 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas )

(Nota: Modificado el numeral 1 del presente anexo por la Resolución 140 de 2017 artículo 17 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

2.(Modificado).* Para cada una de las horas en las cuales el precio de bolsa supere el precio de escasez, el ASIC determinará el valor de las desviaciones horarias de las obligaciones de energía firme para cada uno de los generadores, de acuerdo con las siguientes expresiones:

 

Donde:

DHOEFj,m,d,hDesviación horaria de la obligación de energía firme para el generador j, en la hora h del día d del mes m.
OHEFj,m,d,hObligación horaria de energía firme del generador j, en la hora h del día d del mes m.
GIj,m,d,hGeneración ideal del agente j en la hora h del día d del mes m.
PBm,d,hPrecio de bolsa para la hora h del día d del mes m.
PE mPrecio de escasez del mes m.

Para los casos en los cuales la variable DHOEF sea mayor que cero (0), se incrementarán las cuentas a favor del respectivo agente por un valor igual al de esta variable, siempre que exista al menos un agente con compras en bolsa mayores a cero (0).

Para los casos en los cuales la variable DHOEF es menor que cero (0), el ASIC asignará a cada uno de estos agentes generadores a prorrata de la DOEF j,m,d el valor resultante de aplicar la siguiente expresión:

 

Donde c es el subconjunto de generadores para los cuales la variable DHOEF es mayor que cero (0).

El valor resultante de la expresión:

 

Donde:

OEFTm,d,hObligación de energía firme total para la hora h del día d del mes m será asignado a cada uno de los comercializadores o generadores del SIN a prorrata de sus compras de energía en bolsa.

*(Nota: Modificado por la Resolución 11 de 2015 artículo 20 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas )

(Nota: Modificado el numeral 3 del presente anexo por la Resolución 96 de 2006 artículo 9º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Modificado el numeral 4 del presente anexo por la Resolución 96 de 2006 artículo 10 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Modificado el numeral 3 del presente anexo por la Resolución 63 de 2010 artículo 18 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Modificado el numeral 4.2 del presente anexo por la Resolución 11 de 2015 artículo 21 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas )

(Nota: Modificado el numeral 2 del presente anexo por la Resolución 212 de 2015 artículo 10 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Modificado el numeral 3 del presente anexo por la Resolución 212 de 2015 artículo 11 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas) (Nota: Modificado el numeral 4 del presente anexo por la Resolución 212 de 2015 artículo 12 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ANEXO 8

Conciliación, liquidación y facturación del cargo por confiabilidad

El SIC procederá a efectuar la conciliación, liquidación y facturación del cargo por capacidad de conformidad con las siguientes reglas:

8.1. Conciliación.

8.1.1. (Modificado).* 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 (RRIDi,d,m ) se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:

 

Donde:

DCi,d,mPromedio de la disponibilidad comercial de la planta i en el día d del mes m, expresado en kilovatios (kW), sin considerar la indisponibilidad causada por mantenimientos programados respaldados con contratos de respaldo o con cualquier otro anillo de seguridad, durante el tiempo de ejecución de este mantenimiento. Este respaldo debió registrarse previamente ante el ASIC.
CENiCapacidad efectiva neta declarada por el agente generador para la planta y/o unidad de generación i, expresada en kilovatios (kW).
ODEFi,m,dObligación diaria de energía firme asociada a la planta y/o unidad de generación i en el día d del mes m, expresada en kilovatios-hora (kWh).
PCC i,mPrecio del cargo por confiabilidad de la obligación de energía firme asociada a la planta y/o unidad de generación i vigente en el mes m, expresado en dólares por kilovatio-hora (US$/kWh).

La remuneración real total mensual para el mes m (RRTm ) se obtendrá aplicando la siguiente fórmula:

 

Donde:

RRIDi,d,mRemuneración real individual diaria de la obligación de energía firme asociada a la planta y/o unidad de generación i en el día d del mes m.
n:Número de días del mes m.
k:Número de plantas y/o unidades de generación

(Nota: Modificado por la Resolución 96 de 2006 artículo 11 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Modificado por la Resolución 85 de 2007 artículo 6º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Modificado por la Resolución 63 de 2010 artículo 19 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Modificado por la Resolución 121 de 2012 artículo 3° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Modificado por la Resolución 203 de 2013 artículo 13 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Modificado por la Resolución 11 de 2015 artículo 22 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Modificado por la Resolución 140 de 2017 artículo 18 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

*(Nota: Modificado por la Resolución 98 de 2018 artículo 11 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

8.1.2.(Modificado).* 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:

ETDRmEnergía total demandada real en el SIN en el mes m expresada en $/kWh.
VCCPromedio ponderado del valor del cargo por confiabilidad expresado en $/kWh, asociado a las obligaciones de energía firme vigentes para el mes que se está facturando.

(Nota: Modificado por la Resolución 11 de 2015 artículo 23 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas )

(Nota: Modificado por la Resolución 138 de 2015 artículo 5° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas )

*(Nota: Modificado por la Resolución 49 de 2018 artículo 8º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

8.2. Liquidación y facturación.

8.2.1. (Modificado).* Cálculo del valor a recaudar de cada planta y/o unidad de generación i (VRi ).

Cada planta y/o unidad de generación recaudará a través de sus ventas de energía la cantidad resultante de aplicar la siguiente expresión:

 

Donde

Gi,m Es la generación real de la planta o unidad de generación i en el mes m, expresada en kilovatios hora.

(Nota: Modificado por la Resolución 138 de 2015 artículo 6° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas )

*(Nota: Modificado por la Resolución 49 de 2018 artículo 9º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

8.2.2.(Modificado).* Cálculo del valor a distribuir de cada planta y/o unidad de generación iVDi).

Cada planta y/o unidad de generación i tiene derecho a recibir la cantidad resultante de aplicar la siguiente expresión:

 

Donde:

VCCiEs el valor del cargo por confiabilidad de la obligación de energía firme asociada a la planta o unidad de generación i.
nnúmero de días del mes m.

Con el resultado del valor a distribuir (VDi ) y el valor a recaudar (VRi ) se calculará mensualmente para cada planta y/o unidad de generación i, el valor Fi mediante la siguiente expresión:

F i = VD i - VR i

Cuando F1 sea positivo, se originará un saldo a favor del agente generador en el SIC. Cuando F1 sea negativo, se producirá por parte del SIC un cobro al agente generador correspondiente.

*(Nota: Modificado por la Resolución 203 de 2013 artículo 14 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ANEXO 9

Modelo de actualización para el cálculo de la Enficc

9.1. Formulación básica del problema MaxMin para plantas autónomas.

Maxdonde:
Enficcm = mes
Sujeta a:e:_volumen_embalse_[m3]
em= em-1+ am- tm- Vma:_aportes_[m3/s]
sm * Enficc - r * tm< 0t:_turbinado_[m3]
Límites:v:_vertimientos_[m3]
tmin < t < tmáx.si:_horas_mes
emin. téc.< e < emáx.r:_factor_conversión_medio_[MW/m3/s]
CE:_capacidad_efectiva_[MW]
 IHF:_índice_histórica_salidas_forzadas

Esta formulación deberá usarse para el cálculo de la Enficc de plantas autónomas o para plantas en cadena que consideran como aporte el turbinado o vertimiento de plantas aguas arriba, es decir, para embalses con planta asociada. Esta opción se aplicará para los casos presentados en la gráfica.

Gráfica 1. Tratamientos de cadena - modelo autónomo

 

Adicionalmente deberán tenerse en cuenta las siguientes reglas:

• Sólo se generará por encima de la Enficc (energía disponible adicional para plantas hidráulicas) de cada período de optimización, en los meses en que el embalse esté al máximo de su capacidad.

• Vertimientos solamente se pueden dar cuando se supere el límite máximo del embalse y la planta haya alcanzado su capacidad máxima de turbinamiento.

Para el caso en particular de plantas con curva guía se aplicarán los siguientes criterios:

• Solo se generará por encima de la Enficc (generación secundaria) de cada período de optimización, en los meses en que el nivel del embalse sea igual o mayor al de la curva guía máxima.

• Vertimientos solamente se pueden dar cuando se supere el límite máximo del embalse y la capacidad máxima factible de la planta (puede estar acotada por la curva guía mínima).

• El nivel del volumen del embalse solo podrá estar por encima de la curva guía máxima cuando la planta haya alcanzado su capacidad máxima factible de turbinamiento.

• El nivel del volumen del embalse solo podrá ser menor o igual a la curva guía mínima cuando la planta esté turbinando 0 m3/s.

Para modelar dentro del problema de optimización los criterios descritos anteriormente y hacer posible el cálculo de la Enficc en un solo paso para plantas con curvas guía la formulación matemática es la siguiente:

Maximizar

Enficc

Sujeto a:

Balance hidráulico

producción de Enficc base

Generación energía disponible adicional para plantas hidráulicas.

Restricciones para controlar vertimientos

Control de nivel máximo del embalse

Control límite máximo variable de vertimiento

0 Límite mínimo de vertimiento

Restricciones para cumplir los criterios definidos para plantas con curva guía máxima

Control máximo de turbinamiento factible 1

Control máximo de turbinamiento factible 2

Activación curva guía máxima

Límite de variable de volumen

Generación energía disponible adicional para plantas hidráulicas

Control variables binarias

Restricciones para cumplir los criterios definidos para plantas con curva guía mínima.

Control de mínimo técnico

Activación curva guía mínima

Control máximo de turbamiento a cero

Turbamiento mínimo (solo si
). Límites

 

Donde para el cálculo de turbinamiento máximo factible 1 y 2, se tiene:

Si tiene curva guía mínima
Si no tiene curva guía mínima

 

Donde:

eevamx(m)Dato del valor del nivel máximo del embalse en metros cúbicos (m 3 ) en el mes m
eevamn(m)Dato del valor del nivel mínimo del embalse en metros cúbicos (m 3 ) en el mes m
e´ máx.Dato del valor del nivel máximo del embalse en metros cúbicos (m 3 ) en el mes m. Se calcula como el mínimo ( eevamn(m) , emáx. ) para los casos en que tiene modelado curva guía máxima
W mVariable binaria (1/0) que controla la activación del criterio para cuando el volumen del embalse toca el nivel de la curva guía máxima
Z mVariable binaria (1/0) que controla la activación del criterio para cuando el volumen del embalse toca el nivel de la curva guía mínima.

9.2. Formulación básica del problema de MaxMin para plantas en cadena de embalses asociados aguas arriba

Se utilizará para optimizar cadena en donde hay embalses sin planta asociada, por ejemplo: Guatron y Pagua.

Gráfico 2. Tratamiento de cadenas - Modelo cadenas

 

 

Maximizar ENFIIC sujeto a:

Balance hidráulico
Producción de ENFIICC base
Generación energía disponible adicional para plantas hidráulicas

Para el caso de plantas que modelan bombeo, el problema de optimización será el siguiente:

Maximizar ENFIICC sujeto a:

Balance hidráulico
Producción de ENFIICC base
Generación energía disponible adicional para plantas hidráulicas
Control del bombeo

Donde:

tbi,mVariable de nivel de turbinamiento (bombeo más turbinamiento aguas abajo) de la planta i en metros cúbicos (m3) en el mes m
bi,mVariable de nivel de bombeo de la planta i en metros cúbicos (m3) en el mes m
bj,mVariable de nivel de bombeo recibida por la planta i proveniente de la planta j en metros cúbicos (m3) en el mes m
iSubíndice que indica la planta i
j j iConjunto de las plantas aguas arriba j que turbinan, vierten o bombean en la planta i

Las restricciones adicionales, considerando o no el bombeo, para controlar los criterios de vertimiento y turbinamiento para cada planta i son las mismas a las descritas en las secciones anteriores de este documento.

9.3. Formulación para el manejo de infactibilidades.

Algunos embalses del sistema tienen esquemas operativos que garantizan la atención del suministro de agua para otros usos, tales como curvas guías mínimas y un flujo mínimo. Sin embargo, algunas veces esta doble restricción puede conllevar a la infactibilidad de la solución del problema de optimización, por lo que para los períodos donde esto ocurra, se prioriza la restricción de turbinamiento mínimo. Por tanto, a las ecuaciones se le incluyen una variable de relajación que se activará solo en caso de infactibilidad del problema de optimización para atender el turbinamiento mínimo de la planta.

9.4. 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.

9.5. Resultados.

Los resultados del problema de optimización se expresarán en números enteros y en kilovatios hora/día (kWh/día).

Convenciones

ASICAdministrador del Sistema de Intercambios Comerciales
CE:Costo del Entrante
CND:Centro Nacional de Despacho
CNO:Consejo Nacional de Operación
CREG:Comisión de Regulación de Energía y Gas
ENFICC:Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad
IHF:Indices de Indisponibilidad Histórica por Salidas Forzadas
IPC:Indice de Precios al Consumidor de la República de Colombia
kWh:Kilovatios-hora.
MBTU:Millones de Unidades Térmicas Británicas (Million British Thermal Units)
Mm3:Millones de metros cúbicos.
m3/s:Metros cúbicos por segundo.
PE:Precio de escasez
PSS:Probabilidad de Ser Superado
SIN:Sistema Interconectado Nacional
STN:Sistema de Transmisión Nacional
TRM:Tasa Representativa del Mercado
UPME:Unidad de Planeación Minero Energética
US$:Dólares de los Estados Unidos de América
.El punto es separador de decimales en las cifras definidas en esta resolución.
,La coma es separador de miles en las cifras definidas en esta resolución.

ANEXO 10 (Nota: Adicionado el presente anexo por la Resolución 102 de 2007 artículo 2º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota:Modificado por la Resolución 103 de 2008 artículo 7º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota:Modificado por la Resolución 19 de 2008 artículo 4º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota:Modificado por la Resolución 19 de 2008 artículo 5º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota:Modificado por la Resolución 19 de 2008 artículo 6º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Modificado por la Resolución 19 de 2008 artículo 7º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Modificado por la Resolución 19 de 2008 artículo 8º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Modificado por la Resolución 19 de 2008 artículo 9º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

1.4. (Nota: Adicionado por la Resolución 30 de 2008 artículo 2º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

3.1.5.1. (Nota: Modificado el numeral i del literal a. del presente numeral por la Resolución 183 de 2011 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

3.3. (Nota: Modificado por la Resolución 30 de 2008 artículo 3º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

3.9. (Nota: Modificado por la Resolución 30 de 2008 artículo 4º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

3.13. (Nota: Modificado por la Resolución 30 de 2008 artículo 5º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Vésase Resolución 42 de 2008 artículo 1º y de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Véase la Resolución 139 de 2011 artículos 5°, y de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota:Modificado por la Resolución 103 de 2008 artículo 7º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ANEXO 11 (Nota: Adicionado el presente anexo por la Resolución 101 de 2007 artículo 7º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota:Modificado por la Resolución 19 de 2008 artículo 10, artículo 11 y artículo 12 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota:Modificado el literal c) del numeral 1º del presente Anexo 11 por la Resolución 40 de 2008 artículo 2º y modificado los literales d) y e) del numeral 3º del presente Anexo 11 por el artículo 2º(sic) de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ANEXO 12 (Nota: Adicionado el presente anexo por la Resolución 40 de 2008 artículo 3º(sic) de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Véase la Resolución 102 de 2007 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Vésase Resolución 42 de 2008 artículo 3º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Vésase Resolución 56 de 2008 artículos 1º, , y de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

12.10. (Nota: Modificado el presente numeral por la Resolución 183 de 2011 artículo 2° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

12.15.3. (Nota: Modificados los numerales vi y vii del literal c del presente numeral por la Resolución 183 de 2011 artículo 3° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Adicionado el numeral viii del literal c del presente numeral por la Resolución 183 de 2011 artículo 4° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Aclarados y corregidos los numerales 12.2., 12.5., 12.13. y 12.15.3. por la Resolución 57 de 2008 artículos 1º, , y de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Véase la Resolución 515 de 2008 artículo 1° de la Unidad de Planeación Minero Energética)

(Nota: Véase la Resolución 139 de 2011 artículos , ,10°, 11 y 12 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Aclarados y corregidos el numeral 12.13 literal e) y f) por la Resolución 161de 2011 artículo 3° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Véase la Resolución 114 de 2014 artículo 5° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Modificada por la Resolución 138 de 2015 artículo 8°de la Comisión de Regulación de Energía y Gas )

(Nota: Modificada parcialmente por la Resolución 140 de 2017 artículo 30 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

_____________________________________