RESOLUCIÓN 19 DE 2008 

(Febrero 20)

“Por la cual se modifican normas de las resoluciones CREG-71 de 2006 y CREG-31 de 2007, relacionadas con la asignación de obligaciones de energía firme del cargo por confiabilidad”.

(Nota: Véase la Resolución 22 de 2008 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

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

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 la Ley 142 de 1994, artículo 74, también le asignó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, la función de expedir el reglamento de operación para regular el funcionamiento del mercado mayorista de energía;

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en desarrollo de los objetivos y funciones señalados, mediante la Resolución CREG-71 de 2006, adoptó la metodología para la remuneración del cargo por confiabilidad en el mercado mayorista;

Que mediante la Resolución CREG-101 de 2007 se adicionó a la Resolución CREG-71 de 2006, el procedimiento para la asignación de OEF a generadores que representen plantas o unidades de generación con períodos de construcción superiores al período de planeación de la subasta;

Que mediante la Resolución CREG-102 de 2007 se adicionó a la Resolución CREG-71 de 2006, el reglamento de la subasta para la asignación de obligaciones de energía firme;

Que en simulación de la aplicación del procedimiento y reglamentos señalados en los párrafos anteriores, se encontró necesario modificar algunas de sus normas con el fin de aclarar dudas o ambigüedades que se podrían presentar en la realización de la subasta;

Que, igualmente, en la Resolución CREG-71 de 2006 está previsto que para efectos de la asignación de OEF se debe restar de la demanda objetivo la Enficc de las plantas no despachadas centralmente, sin embargo, según dicha regulación solamente les es exigible el cumplimiento de las obligaciones asignadas a estas plantas cuando tengan contratos de suministro de energía, lo cual deja descubierta parte de la demanda objetivo, razón por la que es necesario corregir dicha situación;

Que se hace necesario detallar el proceso de determinación del precio de cierre de la subasta cuando la función de demanda de obligaciones de energía firme corta la función de oferta en un segmento horizontal, y definir reglas para situaciones de empate, y de proyectos con múltiples desarrolladores;

Que de conformidad con lo establecido en el numeral 2º del artículo 1º de la Resolución CREG-97 de 2004, las demás normas contenidas en la presente resolución no está sometida a las disposiciones sobre publicidad de proyectos de regulaciones previstas en el artículo 9º del Decreto 2696 de 2004, por razones de oportunidad, teniendo en cuenta que las reglas que aquí se adoptan se requieren para que los agentes puedan tomar decisiones y remitir a la CREG la información necesaria para participar en la subasta, según los cronogramas definidos;

Que la comisión, en su sesión 362 del día 20 de febrero de 2008 acordó expedir esta resolución;

RESUELVE:

ART. 1º—Modificación de la definición de “demanda objetivo”. La definición de “demanda objetivo” del artículo 2º de la Resolución CREG-71 de 2006, quedará así:

“Demanda objetivo: equivale a la demanda total doméstica de energía para cada uno de los meses comprendidos entre el 1º de diciembre y el 30 de noviembre del año siguiente al período de planeación, más un porcentaje que fijará la CREG. De este valor se descontará la energía ya cubierta con obligaciones de energía firme asignadas anteriormente y vigentes en el período a subastar y la Enficc de las plantas no despachadas centralmente que tengan contratos en los que suministre energía para cubrir demanda del período de vigencia a subastar.

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”.

ART. 2º—Modificación del artículo 25 de la Resolución CREG-71 de 2006. El artículo 25 de la Resolución CREG-71 de 2006 quedará así:

“ART. 25.—Reglas para la asignación de obligaciones de energía firme para los casos en los cuales no se requiera la realización de una subasta. Para los años que la CREG determine que no se requiere la realización de una subasta, las obligaciones de energía firme serán asignadas por el ASIC a cada uno de los generadores a prorrata de su Enficc de tal manera que se cubra la demanda objetivo descontando las obligaciones de energía firme asignadas anteriormente y vigentes en el período a subastar y la Enficc de las plantas no despachas centralmente con contratos. Para tal efecto se utilizará la declaración de Enficc más reciente hecha por cada agente generador”.

ART. 3º—Modificación del artículo 29 de la Resolución CREG-71 de 2006. El artículo 29 de la Resolución CREG-71 de 2006, modificado en la Resolución CREG-61 de 2007 quedará así:

“ART. 29.—Actualización del cargo por confiabilidad. El precio de las obligaciones de energía firme se actualizará a partir de cada 1º de diciembre, siempre y cuando hayan transcurrido más de seis (6) meses desde la fecha en que fue asignada la obligación, utilizando la siguiente fórmula:

 

Donde:

P i,t : Precio de la obligación de energía firme respaldada con la planta o unidad de generación i, aplicable entre el 1º de diciembre del año t y el 30 de noviembre del año t+1, expresado en dólares por kilovatio hora (US$/kWh).

P i, asignación : Precio al que fue asignada la obligación de energía firme respaldada con la planta o unidad de generación i, expresado en dólares por kilovatio hora (US$/kWh).

IPP nov,t : 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), para el mes de noviembre del año t.

IPP asignación : 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), para el mes y el año en que se efectuó la asignación de la obligación de energía firme. Para las asignaciones de obligaciones de energía firme realizadas en el período diciembre de 2006 a noviembre de 2007, el índice de precios al productor será el correspondiente a noviembre del año 2006”.

ART. 4º—Modificación del numeral 1.1.2 del anexo 10 de la Resolución CREG-71 de 2006. El numeral 1.1.2 del anexo 10 de la Resolución CREG-71 de 2006, adicionado mediante el artículo 2º de la Resolución CREG-102 de 2007, quedará así:

“1.1.2. Declaración de parámetros.

La declaración de los parámetros para la determinación de la Enficc y la información requerida para participar en la subasta para la asignación de obligaciones de energía firme deberá ser remitida en los plazos establecidos en la resolución de que trata el artículo 18 de la Resolución CREG-71 de 2006.

Los agentes que van a declarar fraccionamiento de plantas nuevas para la subasta deberán reportar los parámetros y Enficc del total de cada una de las posibles combinaciones de fracciones, en los mismos plazos señalados en este numeral”.

ART. 5º—Modificación del literal b) del numeral 3.11 del anexo 10 de la Resolución CREG-71 de 2006. El literal b) del numeral 3.11 del anexo 10 de la Resolución CREG-71 de 2006, adicionado mediante el artículo 2º de la Resolución CREG-102 de 2007, quedará así:

“b) Para cada una de las rondas de la subasta, el subastador deberá informar el precio de apertura, el precio de cierre, la duración de la ronda y el exceso de oferta al final de la ronda anterior”.

ART. 6º—Modificación del literal f) del numeral 3.11 del anexo 10 de la Resolución CREG-71 de 2006. El literal f) del numeral 3.11 del anexo 10 de la Resolución CREG-71 de 2006 adicionado mediante el artículo 2º de la Resolución CREG-102 de 2007, quedará así:

“f. El proceso se debe repetir hasta cuando el exceso de oferta sea menor o igual que cero con una precisión de 3 decimales. En este momento se procederá al despeje del mercado y a la determinación del precio de cierre de la subasta”.

ART. 7º—Modificación del numeral 3.12 del anexo 10 de la Resolución CREG-71 de 2006. El numeral 3.12 del anexo 10 de la Resolución CREG-71 de 2006, adicionado mediante el artículo 2º de la Resolución CREG-102 de 2007, quedará así:

“3.12. Determinación del precio de cierre de la subasta y de la asignación de la obligación de energía firme.

El precio de cierre de la subasta para la asignación de obligaciones de energía firme y la asignación de la misma se determinarán con el siguiente mecanismo:

3.12.1. Casos en los cuales la función de demanda de obligaciones de energía firme, corta la función de oferta agregada en un segmento vertical:

En este caso el precio de cierre será igual al precio correspondiente al punto donde se cruzan la función de demanda y la función de oferta agregada.

A cada generador con una planta que no se haya retirado de la subasta en el precio de cierre, se le asignará una obligación de energía firme igual a la Enficc ofertada de la planta o igual a la fracción resultante que no se haya retirado para esa planta en la subasta, según el caso, con el período de vigencia declarado conjuntamente con la declaración de Enficc según la regulación. En el caso de proyectos con varios desarrolladores, se le asignará una obligación de energía firme igual a la Enficc de la planta o fracción que no se ha retirado observando las reglas establecidas en el numeral 3.15.2.

3.12.2. Casos en los cuales la función de demanda de obligaciones de energía firme, corta la función de oferta en un segmento horizontal:

a) En este caso el precio de cierre será igual al precio correspondiente al punto donde se cruzan la función de demanda y la función de oferta agregada;

b) Se encontrarán todas las combinaciones posibles entre las plantas que se retiraron al precio de cierre, tal que, la suma de la Enficc de dichas plantas más la Enficc de las plantas que no se retiraron a este precio, menos el valor de la función de demanda al precio de cierre de como resultado un valor mayor o igual a cero es decir se presente exceso de oferta positivo. Este cálculo tendrá en cuenta todas las posibles fracciones de estas plantas y todas las posibles condiciones de los proyectos con varios desarrolladores que hayan presentado retiro en este precio de cierre. En ningún caso un mismo proyecto o sus diferentes posibilidades (fracción o desarrollador o ambas) pueden presentarse más de una vez en la suma señalada anteriormente;

c) De las combinaciones definidas en el literal anterior se seleccionará aquella cuyo valor de exceso de oferta sea el menor;

d) Si en el paso anterior (lit. c)) se encuentran combinaciones con igual valor de exceso de oferta, se tomará aquella cuya sumatoria de fechas de entrada en operación, manifestada en la declaración de interés, sea menor;

e) Se asignarán las obligaciones de energía firme a los generadores que las respaldan con las plantas que no se retiraron al precio de cierre y a aquellas plantas que conforman la combinación resultante del punto anterior en un valor igual a la Enficc ofertada de la planta o la fracción resultante, y en el caso de proyectos con varios desarrolladores se asignará una obligación de energía firme igual a la Enficc de la planta o fracción que no se retiró y/o haga parte de la combinación resultante del punto anterior observando las reglas establecidas en el numeral 3.15.2. El período de vigencia de la obligación será el declarado conjuntamente con la declaración de Enficc según la regulación.

3.12.3. Consideración de retiro de unidades.

Si durante el período de precalificación se informó el retiro temporal de plantas o unidades de generación, se calculará un precio de cierre de la subasta incluyendo en la función de oferta agregada la energía firme de las plantas o unidades de generación retiradas temporalmente, para lo cual se utiliza el mismo procedimiento definido en los numerales 3.12.1 y 3.12.2. Este precio de cierre se aplicará a las plantas o unidades de generación existentes y a las plantas de que trata el numeral 3.6.1 de este reglamento, que no tengan obligación de energía firme para el año para el cual se realiza la subasta.

El precio de cierre aplicable a las obligaciones de energía firme asignadas y que son respaldadas con plantas o unidades de generación nuevas o con plantas o unidades de las que trata el numeral 3.6.2 de este reglamento, será igual al resultante de realizar el proceso de despeje de la subasta, referidos en los numerales 3.12.1 y 3.12.2, eliminando la energía firme de las plantas o unidades de generación que informaron retiro temporal.

La asignación de obligación de energía firme se hará de acuerdo con los numerales 3.12.1 o 3.12.2 anteriores, según sea el caso, a los generadores cuyas plantas no se retiraron y/o se necesitan para obtener el cierre de la subasta, considerando la función de oferta de las plantas o unidades de generación que informaron retiro temporal”.

ART. 8º—Modificación del literal c) del numeral 3.13 del anexo 10 de la Resolución CREG-71 de 2006. El literal c) del numeral 3.13 del anexo 10 de la Resolución CREG-71 de 2006, adicionado mediante el artículo 2º de la Resolución CREG-102 de 2007, quedará así:

“c) Participación insuficiente: Si al finalizar la subasta para la asignación de obligaciones de energía firme al menos el 50% del total de las obligaciones de energía firme asignadas a plantas nuevas y/o plantas o unidades de que trata el numeral 3.6.2 de este reglamento, no se asigna a plantas o unidades representadas por agentes cuya participación en el mercado de la energía firme es menor del 15% de la demanda objetivo del año a subastar, la subasta será calificada como de participación insuficiente.

La participación en el mercado de la energía firme para este caso, se medirá como la proporción entre la suma de la Enficc de las plantas existentes y/o las plantas o unidades de que trata el numeral 3.6.1 de este reglamento representadas por un mismo agente, y la demanda objetivo del año a subastar.

En los casos en los cuales una subasta sea calificada como de participación insuficiente el precio del cargo por confiabilidad asociado a las obligaciones de energía firme respaldadas con plantas o unidades de generación existentes, existentes con obras y especiales, de que trata el numeral 3.6.1 de este reglamento, será el valor mínimo entre el resultante de incrementar el CE en un diez por ciento y el precio de cierre de la subasta. Las obligaciones de energía firme asignadas y respaldadas con plantas o unidades de generación nuevas o con plantas o unidades de que trata el numeral 3.6.2 de este reglamento serán remuneradas al precio de cierre de la subasta”.

ART. 9º—Modificación del numeral 3.15 del anexo 10 de la Resolución CREG-71 de 2006. El numeral 3.15 del anexo 10 de la Resolución CREG-71 de 2006, adicionado mediante el artículo 2º de la Resolución CREG-102 de 2007, quedará así:

“3.15. Selección del desarrollador para el caso de un proyecto con varios desarrolladores:

En caso que existan agentes interesados en presentarse a la subasta con un proyecto que tiene varios desarrolladores, se aplicarán las siguientes reglas para participar en la subasta y seleccionar el desarrollador al cual se le asignan las obligaciones de energía firme:

1.1.1 Reglas para entrar a la subasta.

a) Identificación de un proyecto que entrará a la subasta para la asignación de obligaciones de energía firme, con varios desarrolladores.

i. Una vez publicado el documento con los parámetros para el cálculo de la Enficc, cada agente que haya declarado proyecto o proyectos correspondientes a plantas nuevas y/o a las que se refiere el numeral 3.6.2 deberá verificar si su proyecto es excluyente con otro u otros proyectos contenidos en dicho documento, bien sea porque se trate del mismo proyecto o porque la construcción de uno descarta o es incompatible con la construcción del otro. En caso de que para estos efectos un agente requiera de aclaraciones a la información declarada por otro agente, el interesado informará a la CREG detalladamente sobre los puntos de los parámetros que requiere aclaración, con el fin de que esta solicite las aclaraciones pertinentes. Estas últimas se publicarán una vez sean recibidas en la CREG.

ii. Conjuntamente con la declaración de Enficc, cada agente que haya declarado proyectos correspondientes a plantas nuevas y/o a las que se refiere el numeral 3.6.2 deberá entregar a la CREG comunicación suscrita por el representante legal en la que informe si su proyecto es excluyente y, en caso de serlo, deberá informar con cuál o cuáles proyectos de los contenidos en dicho documento se excluye.

iii. En caso de no tener certeza sobre la compatibilidad o no exclusión de un proyecto con otro, cada uno de los respectivos agentes que declaró estos proyectos deberá reportarlo como excluyente para su participación en la subasta.

iv. Si vencido el plazo establecido en el ordinal ii) anterior un agente que declaró proyectos correspondientes a plantas nuevas no entregó a la CREG la información prevista en dicho ordinal, se entenderá que cada uno de los proyectos para los cuales declaró parámetros no es excluyente con otro u otros proyectos contenidos en el respectivo documento que contiene los parámetros para el cálculo de la Enficc. Por tanto, posteriormente no se podrá invocar el carácter excluyente del proyecto para justificar la no entrega de las respectivas garantías que respalden la asignación de las obligaciones de energía firme, ni para justificar el incumplimiento de cualquier obligación asociada al cargo por confiabilidad.

v. Si solamente un desarrollador declara el proyecto como excluyente con otro, estos proyectos se considerarán como excluyentes, sin perjuicio de las acciones judiciales que puedan ejercer contra este desarrollador el o los agentes que pudieran resultar afectados con la declaración de un proyecto que no era excluyente según lo definido en el ordinal i) de este numeral (3.15.1).

vi. Los proyectos declarados o considerados como excluyentes según las normas anteriores, se tratarán en la subasta como un solo proyecto con varios desarrolladores y los desarrolladores se someten al resultado de la subasta.

b) Información requerida para entrar a la subasta con un proyecto con varios desarrolladores:

Para el caso de proyectos con los mismos estudios se requiere la documentación de los ordinales i a iv siguientes.

Para el caso de proyectos con estudios realizados independientemente por varios agentes se requiere la documentación de los ordinales iii y iv siguientes:

i. Promesa de compraventa del estudio entre el dueño o poseedor del estudio y el desarrollador. En la promesa de compraventa se deberá incluir, entre otros aspectos, el valor base del estudio y la aceptación por las partes del resultado de la subasta para la asignación de obligaciones de energía firme y de la subasta de sobre cerrado para GPPS.

ii. Sobre cerrado en donde el desarrollador establece el valor que está dispuesto a pagar por el estudio, en caso de que existan varios desarrolladores del mismo proyecto por igual cantidad de Enficc.

iii. Garantía para amparar la participación en la subasta de acuerdo con lo definido en el capítulo III de la Resolución CREG-61 de 2007, o aquellas que la modifiquen.

iv. Toda la información exigida en la resolución de que trata el artículo 18 de la Resolución CREG-71 de 2006 y en los plazos que allí se establezcan.

La documentación exigida en los ordinales i) a iii) de este literal deberá ser remitida por cada desarrollador en el plazo establecido para la entrega de las garantías para participar en la subasta en la resolución de que trata el artículo 18 de la Resolución CREG-71 de 2006.

3.15.2. En la subasta se aplicarán las siguientes reglas:

i. En el proceso de subasta, solo será considerada la mayor Enficc a cada precio de cada proyecto excluyente obtenida a partir de la función de oferta declarada por cada desarrollador en cada ronda.

ii. Al cierre de la subasta se seleccionará el desarrollador cuyo proyecto haya resultado con asignación después de realizar el proceso establecido en el numeral 3.12.

iii. En caso de que dos o más desarrolladores con los mismos estudios que hayan ofertado igual Enficc al precio de cierre de la subasta, el administrador de la subasta procederá a abrir los sobres cerrados, los ordenará de mayor a menor, y asignará al desarrollador que está dispuesto a pagar más por el estudio. En caso de persistir el empate se selecciona el desarrollador que haya declarado la fecha más temprana de entrada en operación realizada en la declaración de interés.

iv. En caso de que dos o más desarrolladores con estudios realizados independientemente que hayan ofertado igual Enficc al precio de cierre de la subasta, el administrador de la subasta seleccionará el desarrollador que haya declarado la fecha más temprana de entrada en operación realizada en la declaración de interés”.

ART. 10.—Modificación del literal e) del numeral 1 del anexo 11 de la Resolución CREG-71 de 2006. El literal e) del numeral 1º del anexo 11 de la Resolución CREG-71 de 2006, adicionado mediante el artículo 7º de la Resolución CREG-101 de 2007, quedará así:

“e. El ASIC determinará el incremento anual de demanda esperado para cada uno de los años del período comprendido entre el año t+p+1 y el año t+10. Los valores de la demanda corresponderán a los que haya establecido la CREG como demanda objetivo.

ART. 11.—Modificación del literal a) del numeral 3º del anexo 11 de la Resolución CREG-71 de 2006. El literal a) del numeral 3º del anexo 11 de la Resolución CREG-71 de 2006, adicionado mediante el artículo 7º de la Resolución CREG-101 de 2007, quedará así:

“a. Todas las k del grupo q ofertarán la cantidad de Enficc que desean que se les asigne en el año t a un precio máximo PMGPPS para el inicio del período de vigencia de la OEF en el año t + p + i. La máxima cantidad asignable a las plantas del grupo q para el año t + p + i y siguientes estará dada por la siguiente ecuación:

CM(q,t + p + i) = max[0,L(q) x I(t + p + i)]
donde: 
CM(q,t + p + i)Máxima cantidad asignable a una planta o plantas del grupo q para el año t + p + i
L(q) =0.5 q = 0
 0.6 q = 1
 0.8 q > 2
A(t + p + i)Cantidad de Enficc asignada en obligaciones que inician en el año t + p + i, por este concepto GPPS en años previos t y en iteraciones anteriores.
I(t + p + i)Incremento de demanda esperado para el año t + p + i

ART. 12.—Modificación del literal d) del numeral 3º del anexo 11 de la Resolución CREG-71 de 2006. El literal d) del numeral 3º del anexo 11 de la Resolución CREG-71 de 2006, adicionado mediante el artículo 7º de la Resolución CREG-101 de 2007, quedará así:

“d. EL ASIC sumará las cantidades de Enficc ofertadas. Si el resultado es menor a CM(q,i) se asignarán todas las ofertas y el precio al cual se remunerarán estas asignaciones será igual al PMGPPS. En caso contrario, se realizará una subasta de sobre cerrado en donde los generadores que participen en esta expresarán un precio igual o inferior a PMGPPS, y una cantidad de Enficc igual o inferior a la previamente ofertada”.

ART. 13.—Modificación del artículo 6º de la Resolución CREG-31 de 2007. El artículo 6º de la Resolución CREG-31 de 2007, modificado por el artículo 5º de la Resolución CREG-103 de 2007, quedará así:

“ART. 6º—Demanda objetivo. Para la subasta de que trata la presente resolución, la demanda objetivo para cada uno de los meses comprendidos entre el primero (1º) de diciembre de 2012 y el treinta (30) de noviembre de 2013 será la que se especifica para el período dic. 13-nov. 14 de la tabla del anexo 1 de la presente resolución, es decir, la misma proyectada por la UPME para el período comprendido entre diciembre de 2013 y noviembre de 2014.

Para efectos de la asignación de obligaciones de energía firme y construcción de la función de demanda de que trata el artículo 7º de la presente resolución, el ASIC en su calidad de administrador de la subasta deberá descontar las obligaciones de energía firme que de conformidad con las disposiciones contenidas en la regulación vigente hayan sido asignadas antes de la subasta para el período de vigencia establecido en el artículo 4º de la presente resolución, así como la Enficc de las plantas no despachadas centralmente que tengan contratos en los que suministre energía para cubrir demanda del período de vigencia a subastar”.

ART. 14.—Modificación del artículo 7º de la Resolución CREG-31 de 2007. El artículo 7º de la Resolución CREG-31 de 2007, modificado por el artículo 6º de la Resolución CREG-103 de 2007, quedará así:

“ART. 7º—Valores de los parámetros CE, M1, y M2 de la función de demanda de energía firme. De conformidad con lo previsto en el anexo 2 de la Resolución CREG-71 de 2006, se establecen los siguientes valores para las componentes CE, M1, M2, que se deberán utilizar para determinar la función de demanda de energía en la primera subasta:

CE = 13.045 US$/Mwh

M1 = 69,994 Gwh

M2 = 76,839 Gwh

El ASIC en su calidad de administrador de la subasta deberá descontar de los valores establecidos para M1 y M2, las obligaciones de energía firme que hayan sido asignadas antes de la subasta para el período de vigencia establecido en el artículo 4º de la presente resolución y la Enficc de las plantas no despachadas centralmente que tengan contratos en los que suministre energía para cubrir demanda del período de vigencia a subastar, de conformidad con lo establecido en la regulación vigente”.

ART. 15.—Vigencia. Esta resolución regirá 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 febrero 20 de 2008.

(Nota: Véase la Resolución 22 de 2008 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)