Ministerio de Minas y Energía

RESOLUCIÓN 40791 DE 2018

(Julio 31)

“Por la cual se define e implementa un mecanismo que promueva la contratación de largo plazo para proyectos de generación de energía eléctrica complementario a los mecanismos existentes en el Mercado de Energía Mayorista”.

El Ministro de Minas y Energía,

en ejercicio de sus facultades legales y en especial la que le confiere el artículo 2.2.3.6.2.2.1.1 del Decreto 1073 de 2015, y

CONSIDERANDO:

Que el artículo 2º de la Ley 143 de 1994 establece que el Ministerio de Minas y Energía, en ejercicio de las funciones de regulación, planeación, coordinación y seguimiento de todas las actividades relacionadas con el servicio público de electricidad, definirá los criterios para el aprovechamiento económico de las fuentes convencionales y no convencionales de energía, dentro de un manejo integral, eficiente y sostenible de los recursos energéticos del país, y promoverá el desarrollo de tales fuentes y el uso eficiente y racional de la energía por parte de los usuarios;

Que el artículo 4º de la Ley 143 de 1994 en sus literales a) y b), establece que el Estado, en relación con el servicio de electricidad, tendrá como objetivos: i) 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; y ii) asegurar una operación eficiente, segura y confiable en las actividades del sector;

Que el artículo 6º, ibídem, consagra dentro de los principios que rigen la prestación del servicio de energía eléctrica, el principio de eficiencia que obliga a la correcta asignación y utilización de los recursos de tal forma que se garantice la prestación del servicio al menor costo económico;

Que el principio de adaptabilidad definido en el artículo 6º, ibídem, impulsa la incorporación de los avances de la ciencia y de la tecnología que aporten mayor calidad y eficiencia en la prestación del servicio al menor costo económico;

Que el artículo 85, ibídem, establece que las decisiones de inversión en generación, interconexión, transmisión y distribución de energía eléctrica, constituyen responsabilidad de aquellos que las acometan, quienes asumen en su integridad los riesgos inherentes a la ejecución y explotación de los proyectos;

Que adicional a esto, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, ha señalado que los mecanismos para la comercialización de energía eléctrica que aspiren al reconocimiento de los costos agregados de las compras de energía en el costo unitario de prestación del servicio al usuario regulado, deberán demostrar que cumplen con los principios de eficiencia, transparencia, neutralidad y confiabilidad;

Que el artículo 20 de la Ley 143 de 1994, estableció 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 los numerales 3, 4 y 5 del artículo 2º del Decreto 381 de 2012, establecen como funciones del Ministerio de Minas y Energía, formular, adoptar, dirigir y coordinar la política en materia de: i) generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica; ii) desarrollo de fuentes alternas de energía; y iii) aprovechamiento integral de los recursos naturales y de la totalidad de las fuentes energéticas del país, entre otras;

Que el literal e) del numeral 1 del artículo 6º de la Ley 1715 de 2014 “Por medio de la cual se regula la integración de las energías renovables no convencionales al Sistema Energético Nacional” establece como competencia administrativa del Ministerio de Minas y Energía “(...) propender por un desarrollo bajo en carbono del sector de (sic) energético a partir del fomento y desarrollo de las fuentes no convencionales de energía y la eficiencia energética”;

Que el Decreto 570 de 2018, “Por el cual se adiciona el Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y Energía 1073 de 2015, en lo relacionado con los lineamientos de política pública para la contratación a largo plazo de proyectos de generación de energía eléctrica y se dictan otras disposiciones”, estableció los lineamientos de política pública para definir e implementar un mecanismo que promueva la contratación de largo plazo para los proyectos de generación de energía eléctrica y que sea complementario con los mecanismos existentes en el Mercado de Energía Mayorista;

Que dentro de estos lineamientos el mencionado decreto estableció que dicho mecanismo debe procurar el cumplimiento de los siguientes objetivos: i) fortalecer la resiliencia de la matriz de generación de energía eléctrica ante eventos de variabilidad y cambio climático a través de la diversificación del riesgo; ii) promover la competencia y aumentar la eficiencia en la formación de precios a través de la contratación de largo plazo de proyectos de generación de energía eléctrica nuevos y/o existentes; iii) mitigar los efectos de la variabilidad y cambio climático a través del aprovechamiento del potencial y la complementariedad de los recursos energéticos renovables disponibles, que permitan gestionar el riesgo de atención de la demanda futura de energía eléctrica; iv) fomentar el desarrollo económico sostenible y fortalecer la seguridad energética regional; y v) reducir las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) del sector de generación eléctrica de acuerdo con los compromisos adquiridos por Colombia en la Cumbre Mundial de Cambio Climático en París (COP21);

Que el artículo 9º de la Ley 489 de 1998 dispone que las autoridades administrativas, en virtud de lo dispuesto en la Constitución Política, podrán mediante acto de delegación, transferir el ejercicio de funciones a sus colaboradores o a otras autoridades, con funciones afines o complementarias. Así mismo, que los ministros podrán delegar la atención y decisión de los asuntos a ellos confiados por la ley, con el propósito de dar desarrollo a los principios de la función administrativa allí enunciados;

Que el artículo 59, ibídem, señala como funciones de los ministerios y departamentos administrativos, entre otras, participar en la formulación de la política del Gobierno en los temas que les correspondan y adelantar su ejecución y promover, de conformidad con los principios constitucionales, la participación de entidades y personas privadas en la prestación de servicios y actividades relacionados con su ámbito de competencia;

Que en el mismo sentido, el artículo 67.3 de la Ley 142 de 1994, establece como función de los ministerios en relación con los servicios públicos, identificar fuentes de financiamiento para el servicio público respectivo, colaborar en las negociaciones del caso y procurar que las empresas del sector puedan competir en forma adecuada por esos recursos, para lo cual podrán desarrollar estas funciones a través de sus unidades administrativas especiales;

Que la Unidad de Planeación Minero-Energética, UPME, como unidad administrativa especial del orden nacional, de carácter técnico, adscrita al Ministerio de Minas y Energía, de conformidad con el artículo 3º del Decreto 1258 de 2013, tiene como objeto, “planear en forma integral, indicativa, permanente y coordinada con los agentes del sector minero energético, el desarrollo y aprovechamiento de los recursos mineros y energéticos; producir y divulgar la información requerida para la formulación de política y toma de decisiones; y apoyar al Ministerio de Minas y Energía en el logro de sus objetivos y metas”;

Que el numeral 2 del artículo 4º, ibídem, le atribuye a la UPME la función de “Planear las alternativas para satisfacer los requerimientos mineros y energéticos, teniendo en cuenta los recursos convencionales y no convencionales, según criterios tecnológicos, económicos, sociales y ambientales”;

Que el numeral 11 del artículo 4º, ibídem, le atribuye a la UPME la función de “Elaborar los planes de expansión del Sistema Interconectado Nacional en consulta con el cuerpo consultivo, de conformidad con la Ley 143 de 1994 y las normas que lo modifiquen o reglamenten y establecer los mecanismos que articulen la ejecución de los proyectos de infraestructura con los planes de expansión”;

Que el Decreto 1073 de 2015 en su artículo 2.2.3.8.7.7 dispuso que el Ministerio de Minas y Energía, la CREG, la UPME y demás entidades competentes, adoptarán las medidas necesarias para actualizar la normatividad vigente que permita, entre otros, el planeamiento, conexión, operación y medición para la integración de los proyectos de generación de energía eléctrica que se desarrollen a partir de la aplicación del mecanismo de que trata el artículo 2.2.3.8.7.1 del mismo decreto;

Que en cumplimiento de lo exigido en el numeral 8 del artículo 8º de la Ley 1437 de 2011, en concordancia con lo establecido en las resoluciones 40310 y 41304 de 2017, la presente resolución se publicó para comentarios de la ciudadanía en la página web del Ministerio de Minas y Energía entre los días 8 y 29 de junio de 2018, los cuales fueron incluidos en lo que se consideró pertinente.

Conforme a lo señalado en el Decreto 1074 de 2015 no se informó de esta resolución a la Superintendencia de Industria y Comercio, SIC, por cuanto, se respondió el cuestionario establecido por dicha entidad para efectos de evaluar la incidencia sobre la libre competencia de los mercados, aplicando las reglas allí previstas, la respuesta al conjunto de preguntas fue negativa, en la medida en que no plantea ninguna restricción indebida a la libre competencia;

Que en mérito de lo expuesto,

RESUELVE:

CAPÍTULO I

Generalidades

ART. 1º—Objeto. Definir el mecanismo de contratación de largo plazo de energía eléctrica descrito en la presente resolución.

ART. 2º—Ámbito de aplicación. La presente resolución aplica a los agentes del Mercado de Energía Mayorista y a las personas naturales o jurídicas propietarias o representantes comerciales de proyectos de generación.

ART. 3º—Implementación. Deléguese a la Unidad de Planeación Minero-Energética, UPME, para implementar y administrar el mecanismo de que trata la presente resolución. Para esto, la UPME deberá, entre otros, publicar el pliego de bases y condiciones específicas de dicho mecanismo considerando los lineamientos aquí establecidos.

ART. 4º—Integración del mecanismo al Mercado de Energía Mayorista. La Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, adoptará las medidas necesarias para que las disposiciones contenidas en esta resolución se integren al Reglamento de Operación y sean llevadas a cabo por el Operador y Administrador del Mercado, de acuerdo con su competencia.

ART. 5º—Transición. La CREG definirá un esquema de transición para aquellos proyectos con fuentes no convencionales de energía renovable en relación con sus requisitos técnicos, operativos y de mercado, de tal forma que se garantice su integración en el Sistema Interconectado Nacional y su participación en el Mercado de Energía Mayorista, mientras dicha entidad establece, entre otros, la actualización del código de redes, un esquema de mercado intradiario o de tiempo real y un mercado de servicios complementarios. Igualmente, la CREG deberá disponer la forma en que se liquidará la componente del Costo Equivalente Real de Energía del Cargo por Confiabilidad, CERE, de la Resolución CREG 071 de 2006 para este tipo de proyectos.

ART. 6º—Seguimiento y garantías. Teniendo en cuenta que la energía que se asignará como resultado de la aplicación del mecanismo de que trata la presente resolución contribuirá al cumplimiento de los objetivos de política establecidos en el artículo 2.2.3.8.7.3 del Decreto 1073 de 2015, la CREG establecerá al Operador y Administrador del Mercado, como el agente responsable del seguimiento a las obligaciones relacionadas con la entrega y generación de esta energía, y lo concerniente a la administración de las garantías, de manera que estas actividades estén armonizadas con los demás mecanismos existentes en el Mercado de Energía Mayorista.

CAPÍTULO II

Definiciones

ART. 7º—Definiciones. Para la interpretación y aplicación de esta resolución se tendrán en cuenta las siguientes definiciones, sin perjuicio de aquellas establecidas en las leyes 142 y 143 de 1994 y en las resoluciones vigentes del Ministerio de Minas y Energía y de la CREG:

Agente comercializador o comercializador: Es la empresa registrada ante el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) que realiza la actividad de comercialización de energía.

Agente generador o generador: Es la empresa registrada ante el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) que realiza la actividad de generación de energía.

Compradores: Agentes comercializadores del Mercado de Energía Mayorista que han cumplido con los requisitos de precalificación para participar en la subasta de contratación a largo plazo de energía eléctrica de que trata la presente resolución.

Contrato de energía media anual a largo plazo: Contrato de compraventa de energía celebrado entre agentes comercializadores y generadores que se liquida en la bolsa de energía, y que debe tener como contenido mínimo: la identidad de las partes contratantes; el proyecto de generación adjudicado; el volumen de energía anual a contratar; el periodo de vigencia; las reglas o procedimientos claros para determinar hora a hora, durante la duración del contrato, las cantidades de energía a asignar y el respectivo precio, de acuerdo con los procedimientos de liquidación establecidos en la Resolución CREG 024 de 1995 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

Curva S: Representación gráfica del avance acumulado del proyecto en función del tiempo que permite comparar el avance real con el avance planificado, con el propósito de establecer las desviaciones del proyecto y tomar acciones correctivas oportunas. Muestra en la ordenada el porcentaje estimado de avance del proyecto durante el tiempo de ejecución y en la abscisa el tiempo trascurrido. Debe ser presentada por las personas naturales o jurídicas propietarias o representantes comerciales de proyectos de generación nuevos, como requisito para participar en la subasta.

Energía entregada: La energía destinada por parte del generador para honrar el compromiso de entrega de energía media anual del contrato adjudicado mediante el mecanismo del que trata la presente resolución. Esta energía podrá provenir del proyecto de generación asociado a este mecanismo o a través de un mecanismo de cubrimiento disponible en el Mercado de Energía Mayorista.

Proyectos de generación existentes: Plantas de generación de energía eléctrica que estén en operación comercial en el momento de adjudicación de la subasta.

Proyectos de generación nuevos: Plantas de generación de energía eléctrica que no han iniciado la etapa de construcción o que se encuentran en este proceso en el momento de adjudicación de la subasta.

Subasta: Proceso competitivo donde interactúan los compradores y vendedores para asignar cantidades y formar precios eficientes, que refleja los costos de la oferta y la disponibilidad a pagar de la demanda, con información simétrica y suficiente sobre su aplicación y funcionamiento, así como para la determinación de los riesgos. Se basa en las ofertas realizadas por los compradores y vendedores.

Vendedores: Agentes generadores del Mercado de Energía Mayorista y/o personas naturales o jurídicas propietarios o representantes comerciales de proyectos de generación que han cumplido con los requisitos de precalificación para participar en la subasta de contratación a largo plazo de energía eléctrica de que trata la presente resolución.

CAPÍTULO III

Definición del producto

ART. 8º—Producto a subastar. El producto que se asignará en la subasta de que trata el capítulo IV de la presente resolución será un contrato de energía media anual a largo plazo entre cada generador y comercializador que hayan sido adjudicados en la subasta de que trata el capítulo IV de la presente resolución, con las siguientes características:

Volumen: Energía media anual en megavatios hora al año [MWh-año] que haya sido adjudicado en la subasta de que trata el capítulo IV de la presente resolución.

Período de vigencia: 10, 15 o 20 años a partir de la fecha de inicio de las obligaciones de los proyectos de generación. Este valor será definido por el Ministerio de Minas y Energía en el acto administrativo de convocatoria de la subasta según el artículo 18 de la presente resolución.

Precio del contrato: Valor ofertado en pesos colombianos por kilovatio hora [COP$/kWh] por el vendedor en su oferta de venta y que haya sido adjudicado en la subasta de que trata el capítulo IV de la presente resolución.

Tipo de contrato: Pague lo contratado asociado a un porcentaje de la generación real del proyecto y a una cantidad mínima despachada de energía. Dicha cantidad corresponderá al 10% de la generación promedio horaria equivalente de la energía media anual, así:

R40791 A
 

Donde:

EHM: Energía horaria mínima de entrega obligatoria en MWh.

EMA: Energía media anual en MWh-año.

ART. 9º—Actualización del precio del contrato. El precio del contrato se actualizará utilizando la siguiente fórmula:

R40791 B
 

Donde:

Pt: Precio del contrato expresado en pesos colombianos por kilovatio hora [COP$/ kWh] en el mes t.

Ptadj: Valor ofertado en pesos colombianos por kilovatio hora [COP$/kWh] por el generador en su oferta de venta y que haya sido adjudicado en el mes de adjudicación de la subasta.

IPPt: Índice de precios al productor para el mes t.

IPPtadj Índice de precios al productor del mes de adjudicación de la subasta.

ART. 10.—Obligaciones generales del vendedor. El vendedor se compromete a:

— Generar y entregar durante cada año toda la energía media anual contratada. La generación y entrega de esta energía será acumulativa.

— Entregar la cantidad mínima de energía horaria (EHM) durante todo el periodo de vigencia del contrato.

— Constituir la garantía de cumplimiento de que trata el artículo 41 de la presente resolución, y demás garantías establecidas en el Mercado de Energía Mayorista.

— Los demás requerimientos establecidos en la normatividad vigente.

En el caso de vendedores con proyectos de generación nuevos, estos se comprometen, además de las anteriores, a:

— Poner en operación comercial el proyecto de generación en la fecha establecida en el contrato adjudicado, cumpliendo con la curva S con hitos de construcción y las demás características técnicas entregadas a la UPME, según el artículo 31 de la presente resolución.

Cumplir con los aspectos técnicos, ambientales y demás requerimientos establecidos en las bases de pliegos y condiciones específicas y en las normas vigentes relativas al servicio público de energía eléctrica.

— Cubrir los costos de la auditoría de seguimiento del proyecto de generación.

— Tramitar, pagar y obtener los permisos ambientales, sociales y demás que sean requeridos por las distintas autoridades nacionales y locales.

— Los demás requerimientos establecidos en la normatividad vigente.

ART. 11.—Obligaciones generales del comprador. El comprador se compromete a:

— Pagar toda la energía media anual contratada, independientemente de que esta sea consumida o no. Este pago se realizará mensualmente y corresponderá al producto de la energía liquidada durante el mes y el precio del contrato.

— Constituir la garantía de pago de que trata el artículo 42 de la presente resolución, y las demás establecidas en el Mercado de Energía Mayorista.

— Los demás requerimientos establecidos en la normatividad vigente.

ART. 12.—Balance anual. Al finalizar cada año del contrato, durante el periodo de vigencia, se realizará un balance en el que se determinará la energía anual producida por el proyecto adjudicado del generador. En caso de que esta energía sea hasta un 10% menor que la energía media anual contratada, el faltante pasará como un saldo negativo para el siguiente año. Si al finalizar el siguiente año, el generador no produce la totalidad de su compromiso anual más el saldo negativo, esto dará lugar a la ejecución de la garantía de cumplimiento a que se refiere el artículo 41 de la presente resolución.

Si en el momento del balance anual, la energía anual producida por el generador está entre el 80% y 90% de la energía media anual contratada, el generador deberá pagar a su contraparte la diferencia entre la energía producida y el 90% de la energía media anual contratada al precio promedio anual de las compras en bolsa de su contraparte. El 10% restante pasará como un saldo negativo para el siguiente año en las condiciones descritas en el inciso anterior.

En el caso que la energía anual producida por el generador sea inferior al 80% de la energía media anual contratada, esto dará lugar a la ejecución de la garantía de cumplimiento a que se refiere el artículo 41 de la presente resolución.

PAR.—Para el balance del primer año de operación, y en caso de atraso en la fecha de puesta en operación del proyecto de generación, el generador deberá pagar a su contraparte la diferencia entre la energía producida entre la cantidad mínima de energía horaria (EHM) y el 90% de la energía media anual contratada al precio promedio anual de las compras en bolsa de su contraparte.

ART. 13.—Liquidación horaria. El contrato se liquidará de acuerdo con las reglas establecidas en la Resolución CREG 024 de 1995 o aquellas que la complementen, modifiquen o sustituyan.

El porcentaje de la generación real del proyecto que se destine para cubrir los contratos asignados mediante el mecanismo del que trata la presente resolución podrá ser modificado sólo una vez cada año, previo acuerdo entre las partes.

Esta generación real del proyecto se asignará entre los contratos adjudicados, manteniendo la proporción que fue asignada a cada contrato mediante el proceso de adjudicación de que trata el artículo 26. Cualquier modificación que se realice deberá mantener esta misma proporción.

ART. 14.—Minuta del contrato. La minuta del contrato será definida por el Ministerio de Minas y Energía en acto administrativo previo a la publicación del pliego de bases y condiciones específicas del mecanismo que trata la presente resolución.

ART. 15.—Cesión del contrato. En caso de que el vendedor que tenga un contrato de largo plazo vigente, adjudicado durante la subasta de la que trata la presente resolución, no pueda continuar con la obligación que le fue asignada, deberá realizar la cesión del contrato a otro agente generador de acuerdo con las siguientes consideraciones:

— La cesión solamente se podrá hacer a generadores inscritos en el Mercado de Energía Mayorista, que cumplan con la normatividad vigente para su participación en el mismo.

— El vendedor cedente deberá mantener vigentes las garantías asociadas al contrato adjudicado, y será el responsable del cumplimiento de dicha obligación hasta cuando se le acepten las garantías que deberá otorgar el generador cesionario en condiciones equivalentes a las exigidas al cedente.

— Los proyectos de generación con los que el generador cesionario pretenda cumplir el contrato a ceder deberán obtener una calificación mayor o igual al puntaje mínimo de calificación establecido en la subasta en la que el vendedor cedente fue adjudicado.

— Aquellos proyectos de generación que no cuenten con la calificación de acuerdo con lo establecido en el artículo 39 de la presente resolución, por no haber participado en la subasta, podrán solicitar su calificación a la UPME antes de la cesión del contrato. Para esto, la UPME deberá calificar el proyecto de generación considerando la información de la subasta en la que se adjudicó el proyecto del vendedor cedente.

CAPÍTULO IV

Subasta para la contratación a largo plazo

ART. 16.—Características de la subasta. El mecanismo para la contratación a largo plazo de energía eléctrica en el mercado mayorista será una subasta de sobre cerrado de dos puntas, de participación voluntaria para compradores y vendedores.

ART. 17.—Realización de la subasta. Con base en: i) los resultados de los análisis del Plan de Expansión de Referencia de Generación y Transmisión de energía eléctrica para verificar el cumplimiento de los objetivos del artículo 2.2.3.8.7.3 del Decreto 1073 de 2015; ii) los proyectos de generación de energía eléctrica inscritos en el registro de proyectos de generación de la UPME; y iii) la información de la cantidad de demanda contratada en el Mercado de Energía Mayorista en el mediano y largo plazo elaborada por el Administrador del Mercado, el Ministerio de Minas y Energía, en uso de sus facultades legales, evaluará la pertinencia y oportunidad de ordenar la realización de la subasta de que trata la presente resolución, su demanda objetivo, y las demás condiciones necesarias para su ejecución, según el artículo 18 de la presente resolución.

ART. 18.—Convocatoria de la subasta. El Ministerio de Minas y Energía, en uso de sus facultades legales, ordenará la convocatoria de la subasta de que trata la presente resolución, a través de acto administrativo donde definirá:

i. Fecha del proceso de adjudicación

ii. Demanda objetivo a subastar

iii. Ponderadores aplicables a los criterios de calificación

iv. Puntaje mínimo de calificación

v. Período de vigencia del producto a subastar

vi. Fecha de inicio de las obligaciones de los proyectos de generación

ART. 19.—Participantes de la subasta. Únicamente podrán participar en la subasta agentes del Mercado de Energía Mayorista y/o personas naturales o jurídicas propietarios o representantes comerciales de proyectos de generación, acreditados como compradores y vendedores de acuerdo con los requisitos establecidos en el artículo 31 de la presente resolución. Los vendedores podrán participar con proyectos de generación de capacidad instalada mayor o igual a 10 MW.

ART. 20.—Organización de la subasta. La subasta para la contratación a largo plazo de energía eléctrica en el mercado de energía mayorista se realizará aplicando lo dispuesto en el anexo de la presente resolución.

ART. 21.—Garantía de seriedad de la oferta por parte de los participantes. Los compradores y vendedores que cumplan con la precalificación de la que trata el artículo 31 de la presente resolución deberán constituir una garantía de seriedad de la oferta en una entidad legalmente autorizada para el efecto y a favor de la UPME. La garantía deberá ser presentada junto con su oferta y cuyo período de vigencia, prórrogas, y demás requisitos y exigencias serán establecidos en las bases de pliegos y condiciones específicas definidos por la UPME.

ART. 22.—Condiciones de competencia. Para garantizar un proceso de interacción eficiente entre los compradores y vendedores, la UPME, previo al proceso de adjudicación, deberá verificar el cumplimiento de las condiciones de competencia que la CREG determinará en acto administrativo previo a la expedición de las bases de pliegos y condiciones específicas.

ART. 23.—Condiciones de las ofertas de los participantes. Los compradores y vendedores que cumplan con la precalificación de la que trata el artículo 31 de la presente resolución deberán entregar sus ofertas en los términos que se establezcan en las bases de pliegos y condiciones específicas.

La oferta de compra de los compradores deberá contener como mínimo lo siguiente:

— Cantidad de energía a comprar, en megavatios hora al año [MWh-año] con dos (2) decimales de precisión, y su precio, en pesos colombianos por kilovatio hora [COP$/kWh] con dos (2) decimales de precisión.

La oferta de venta de los vendedores deberá contener como mínimo lo siguiente:

— Cantidad de energía media anual a vender, en megavatios hora al año [MWh-año] con dos (2) decimales de precisión, y su precio, en pesos colombianos por kilovatio hora [COP$/kWh] con dos (2) decimales de precisión, sin incluir el CERE. El componente CERE se liquidará de acuerdo con la normatividad vigente, o con lo que disponga la CREG para tal fin según el artículo 5º de la presente resolución.

— Cantidad de energía media anual mínima a comprometer en el contrato, en caso de quedar asignado parcialmente, en megavatios hora al año [MWh-año] con dos (2) decimales de precisión.

ART. 24.—Proyectos que participarán en la subasta. Los proyectos de generación serán calificados de acuerdo con lo establecido en el capítulo V de la presente resolución. Los proyectos que, una vez calificados, superen el puntaje mínimo de calificación podrán ser considerados en el proceso de adjudicación de la subasta. Este valor será definido por el Ministerio de Minas y Energía en el acto administrativo de convocatoria de la subasta según el artículo 18 de la presente resolución.

ART. 25.—Tope máximo. En concordancia con lo establecido en los artículos 73.11, 88.1 y 88.3 de la Ley 142 de 1994, y en el artículo 2.2.3.8.7.6 del Decreto 570 de 2018, la CREG definirá un tope máximo en pesos colombianos por kilovatio hora [COP/kWh] que será utilizado en el proceso de adjudicación de la subasta. Este tope máximo deberá ser calculado con base en la información suministrada por la UPME.

El tope máximo deberá ser presentado a la UPME en un sobre cerrado en la oportunidad que se establezca en el pliego de bases y condiciones específicas, para ser revelado después de recibir las ofertas por parte de los compradores y vendedores.

ART. 26.—Proceso de adjudicación de la subasta. La adjudicación de la subasta se hará considerando las siguientes indicaciones generales:

1. Las ofertas de compra de energía entregadas por los compradores serán ordenadas de mayor a menor precio para formar una curva de ofertas de compra agregada hasta la demanda objetivo. Las ofertas de compra de energía que superen la demanda objetivo no serán tenidas en cuenta.

2. Las ofertas de venta de energía entregadas por los vendedores serán ordenadas de menor a mayor precio para formar una curva de ofertas de venta agregada hasta el tope máximo. Las ofertas de venta de energía que superen el tope máximo no serán tenidas en cuenta.

3. Se asignarán las ofertas de venta que se encuentren por debajo del punto de equilibrio (donde la curva de ofertas de compra agregada cruza la curva de ofertas de venta agregada), a las ofertas de compra que se encuentren por encima de este punto, así:

i. La energía de las ofertas de venta que se encuentren por debajo del punto de equilibrio se asignará a las ofertas de compra a prorrata de la cantidad ofertada por las ofertas de compra que se encuentren por encima del punto de equilibrio.

ii. En el caso en que la energía de la oferta de venta marginal (oferta de venta que cruza la curva de ofertas de compra agregada) deba ser parcialmente asignada, esta asignación se llevará a cabo si y solo si la energía a asignar para dicha oferta de venta es mayor a la cantidad de energía media anual mínima declarada por el vendedor. En caso de que no se cumpla esta última condición, dicha oferta de venta será eliminada de la curva de ofertas de venta agregada, se hallará un nuevo punto de equilibrio para la asignación y se llevará a cabo el proceso desde el punto 3.i.

4. Cuando la curva de ofertas de compra agregada y la curva de ofertas de venta agregada no se crucen, no habrá adjudicación.

El resultado de esta adjudicación dará lugar a los contratos de energía media anual a largo plazo entre cada generador y comercializador que hayan sido asignados, con la energía resultante de la asignación y los precios de cada oferta de venta.

ART. 27.—Criterios de desempate. En caso que dos o más vendedores participen con ofertas de venta con un mismo precio, y sean las ofertas marginales, se asignará la oferta asociada al proyecto que haya obtenido mayor calificación según el artículo 39 de la presente resolución. Si el empate persiste, se asignará a la oferta cuyo sobre se haya recibido primero por parte de la UPME.

En caso de que dos o más compradores participen con ofertas de compra con un mismo precio, y sean las ofertas marginales, se asignarán a prorrata de su cantidad ofertada.

ART. 28.—Registro ante entidades. Los participantes de la subasta que resulten adjudicados deberán registrarse ante la CREG, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD) y el ASIC.

ART. 29.—Formalización del contrato. Los contratos que resulten de la adjudicación de que trata el artículo 26 de la presente resolución se formalizarán utilizando la minuta de contrato a la que se refiere el artículo 14. Dichos contratos deberán ser suscritos y registrados ante el Operador y Administrador del Mercado cumpliendo con los requisitos establecidos para ello y en los tiempos que se establezcan en las bases de pliegos y condiciones específicas.

ART. 30.—Garantías. Los participantes que resulten adjudicados deberán constituir garantías de pago y de cumplimiento de acuerdo con lo establecido en el capítulo VI de la presente resolución.

CAPÍTULO V

Criterios de precalificación y calificación de las ofertas

ART. 31.—Precalificación de los generadores. La UPME verificará, entre otros, el cumplimiento de los siguientes requisitos para agentes generadores y/o personas naturales o jurídicas propietarios o representantes comerciales de proyectos de generación:

Requisitos técnicos

— Aportar certificación expedida por la 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.

— Aportar certificación expedida por la UPME donde se apruebe el concepto de conexión a la red de transmisión nacional o transmisión regional.

— Presentar fecha de entrada en operación comercial del proyecto, y curva S con hitos de construcción.

— Presentar la información técnica del proyecto que solicite la UPME en las bases de pliegos y condiciones específicas.

Requisitos legales

— Estar constituido en Colombia

— En caso de no ser propietario del proyecto, el participante deberá demostrar que cuenta con la autorización del propietario.

— Presentar una oferta vinculante e irrevocable.

— Presentar promesa de sociedad futura como empresa de Servicios Públicos Domiciliarios (ESP).

— Presentar la información legal que solicite la UPME en las bases de pliegos y condiciones específicas.

Requisitos financieros

— Constituir una garantía de seriedad de la oferta del proyecto de generación.

— Capital contable que exceda el requisito de garantías de seriedad de las ofertas.

— Presentar la información financiera que solicite la UPME en las bases de pliegos y condiciones específicas.

ART. 32.—Precalificación de los comercializadores. La UPME verificará, entre otros, el cumplimiento de los siguientes requisitos para agentes comercializadores:

Requisitos legales

— Estar constituido en Colombia.

— Presentar una oferta vinculante e irrevocable.

— Presentar promesa de sociedad futura como empresa de Servicios Públicos Domiciliarios (ESP).

— Presentar la información legal que solicite la UPME en las bases de pliegos y condiciones específicas.

Requisitos financieros

— Constituir una garantía de seriedad de la oferta de compra de energía.

— Capital contable que exceda el requisito de garantías de seriedad de las ofertas.

— Presentar la información financiera que solicite la UPME en las bases de pliegos y condiciones específicas.

ART. 33.—Criterios de calificación. Los proyectos de generación de aquellos participantes que hayan superado la etapa de precalificación serán calificados por la UPME de acuerdo con su aporte al cumplimiento de los objetivos establecidos en el artículo 2.2.3.8.7.3 del Decreto 1073 de 2015 y considerando del artículo 34 al artículo 37 de la presente resolución. La información requerida para su cálculo, los formatos, medio de reporte y demás condiciones, serán definidos por la UPME en las bases de pliegos y condiciones específicas para la subasta de que trata la presente resolución.

ART. 34.—Criterio de resiliencia. La resiliencia de la matriz de generación de energía eléctrica ante eventos de variabilidad y cambio climático, se medirá mediante el índice de Shannon - Wiener, que se calcula así:

R40791 C
 

Donde:

H: Valor del índice de Shannon - Wiener para la matriz de generación eléctrica.

S: Número de fuentes energéticas.

Pi: Participación de la fuente energética i en la matriz de generación eléctrica.

Las fuentes energéticas a considerar por la UPME serán las siguientes:

1. Recurso hídrico en la macrocuenca Cauca-Magdalena.

2. Recurso hídrico en la macrocuenca Caribe.

3. Recurso hídrico en la macrocuenca Pacífico.

4. Recurso hídrico en la macrocuenca Orinoquia.

5. Recurso hídrico en la macrocuenca Amazonia.

6. Gas natural de producción doméstica.

7. Gas natural importado.

8. Gas licuado de petróleo de producción doméstica.

9. Gas licuado de petróleo importado.

10. Carbón.

11. Combustibles líquidos (jet fuel, fuel oil).

12. Biocombustibles (biodiésel, biomasa, biogás).

13. Residuos sólidos urbanos.

14. Recurso eólico.

15. Recurso solar.

16. Energía nuclear.

17. Energía de los mares.

18. Recurso geotérmico.

19. Otros.

La clasificación del recurso hídrico en las macrocuencas listadas, corresponde a lo establecido por el Ideam.

Con el fin de determinar el aporte marginal de un proyecto de generación a la resiliencia de la matriz de generación de energía eléctrica, se comparará el valor del índice Shannon – Wiener de la matriz para el año inmediatamente anterior al de realización de la subasta, con el valor del índice que tiene en cuenta la contribución de la energía del proyecto a su respectiva fuente energética.

Para calcular los índices de la matriz de generación de energía eléctrica que se compararán se utilizará la generación real promedio anual de los últimos cinco (5) años de cada fuente energética definida y la energía media anual del proyecto ofertada por el vendedor para el año de realización de la subasta.

ART. 35.—Criterio de complementariedad de los recursos. El aporte de los proyectos de generación al aprovechamiento del potencial y la complementariedad de los recursos energéticos renovables se medirá mediante el coeficiente de correlación de Pearson, así:

R40791 D
 

Donde:

rxy:Coeficiente de correlación de Pearson que mide la correlación estacional entre las series del recurso hídrico de la macrocuenca con mayor concentración de generación y la serie del recurso renovable del proyecto participante.
xi:Valores de la serie correspondiente al caudal promedio de la macrocuenca con mayor concentración de generación.
yi:Valores de la serie correspondiente al recurso renovable del proyecto participante.
n:Número de datos de la serie.
XMedia de la serie x.
YMedia de la serie y.
SxDesviación estándar de la serie x.
SyDesviación estándar de la serie y.

Los valores del coeficiente de correlación de Pearson que se considerará que aportan al aprovechamiento del potencial y la complementariedad de los recursos energéticos renovables son los que se encuentran entre -1 y 1.

La UPME definirá los límites del coeficiente de Pearson y el tamaño de la muestra para garantizar un resultado estadísticamente significativo, así como la fuente de información que utilizará para su cálculo.

ART. 36.—Criterio de seguridad energética regional. El aporte de los proyectos de generación al fortalecimiento de la seguridad energética regional se medirá teniendo en cuenta su impacto en las áreas eléctricas definidas por la UPME en dos aspectos: i) la contribución al balance de oferta y demanda de potencia en cada área eléctrica; y ii) la estimación de la contribución a la reducción del costo de restricciones operativas en las áreas eléctricas definidas. Para su cálculo se tendrán en cuenta las siguientes consideraciones:

i. La contribución al balance oferta/demanda de potencia para el área eléctrica donde se ubica cada proyecto se determinará aplicando la siguiente expresión:

R40791 E
 

Donde:

BPi: Balance de potencia para el área eléctrica i.

CIi: Capacidad instalada en el área eléctrica i. Corresponde a la capacidad instalada existente en el momento de apertura de la subasta más la expansión asociada con proyectos en ejecución con obligaciones de energía firme vigente.

DPMaxi : Demanda máxima de potencia, en el área eléctrica i. Corresponde al escenario alto de la proyección de potencia vigente realizado por la UPME para la fecha de inicio de las obligaciones de los proyectos de generación.

ii. La estimación de la contribución a la reducción del costo de restricciones operativas en el área eléctrica donde se ubica el proyecto se determinará aplicando la siguiente expresión:

R40791 F
 

Donde:

RCRi: Estimación de la contribución a la reducción del costo de restricciones del proyecto para el área eléctrica i.

Rmaxi: Aporte a reducción de costo de restricciones del proyecto para demanda máxima en el área eléctrica i. Si aporta se asigna uno (1), en caso de no aportar se asigna cero (0).

Rmedi: Aporte a reducción de costo de restricciones del proyecto para demanda media en el área eléctrica i. Si aporta se asigna uno (1), en caso de no aportar se asigna cero (0).

Rmini: Aporte a reducción de costo de restricciones del proyecto para demanda mínima en el área eléctrica i. Si aporta se asigna uno (1), en caso de no aportar se asigna cero (0).

Cope: normalización de los costos operativos de las diferentes fuentes. Se asignará 1 a la(s) fuente(s) de menor costo.

Con excepción de la tecnología solar, que solo aporta en el periodo de demanda media diaria, todas las otras tecnologías aportan en los tres periodos de demanda diarios (máxima, media y mínima).

Las necesidades de generación de seguridad para cada uno de los tres periodos de demanda diarios y la normalización de los costos operativos de las diferentes fuentes, serán indicadas en el Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión de la UPME.

Con base en lo anterior, el aporte de los proyectos de generación al fortalecimiento de la seguridad energética regional se calculará utilizando la siguiente expresión:

R40791 G
 

Donde:

SEi: Indicador del fortalecimiento de la seguridad energética regional en el área eléctrica i.

ART. 37.—Criterio de reducción de emisiones. Para medir el aporte de cada proyecto de generación al objetivo de reducción de emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) se tendrán en cuenta las siguientes consideraciones:

1. Todos los proyectos de generación con factor de emisiones GEI (kg CO2eq / kWh) igual a cero (0) obtendrán el puntaje máximo igual a uno (1). Esta categoría incluye los proyectos que utilicen como única fuente energética primaria biocombustibles o residuos sólidos urbanos.

2. Todos los proyectos de generación con factor de emisiones diferente de cero (0) que realicen un cambio tecnológico que lleve a la reducción del factor de emisiones, recibirán un puntaje entre cero (0) y uno (1) proporcional a su reducción, así:

R40791 H
 

Donde:

ΔFEGEI: Reducción del factor de emisiones de GEI debido a un cambio tecnológico.

FEGEI: Factor de emisiones de GEI del proyecto antes del cambio tecnológico.

ART. 38.—Puntaje normalizado. Con el fin de asignar un puntaje entre cero (0) y cien (100) a cada uno de los proyectos de generación calificados según cada uno de los criterios anteriores, se normalizará el resultado de la evaluación así:

R40791 J
 

Donde:

Cj(k): Puntuación del proyecto de generación k con respecto a su aporte marginal al cumplimiento del objetivo j

Zjk: Resultado de la evaluación del proyecto de generación k para el objetivo j

Min(Zj): Peor resultado de evaluación obtenido entre los proyectos para el objetivo j

Max(Zj): Mejor resultado de evaluación obtenido entre los proyectos para el objetivo j

ART. 39.—Calificación total. La metodología que se empleará para la evaluación de los diferentes proyectos de generación con respecto al cumplimiento de los objetivos del artículo 2.2.3.8.7.3 del Decreto 1073 de 2015, será un modelo de Ponderación Aditiva Simple, así:

R40791 K
 

Sujeto a:

R40791 L
 

Donde:

C(k): Suma ponderada que mide el aporte marginal del proyecto de generación k al cumplimiento de los objetivos.

w: Ponderador asignado al criterio de calificación del objetivo j.

cj(k): Puntuación normalizada del proyecto de generación con respecto a su aporte marginal al cumplimiento del objetivo j.

CAPÍTULO VI

Garantías

ART. 40.—Principios. Las garantías establecidas en esta resolución deberán acoger los siguientes principios: i) cubrir todos los conceptos que surjan dentro de este mecanismo a cargo de los participantes; ii) 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; iii) deben ser otorgadas de manera irrevocable e incondicional a la orden del administrador; iv) deben ser líquidas y fácilmente realizables en el momento en que deban hacerse efectivas.

ART. 41.—Garantía de cumplimiento. Los vendedores que resulten adjudicatarios de la subasta de que trata la presente resolución constituirán una garantía de cumplimiento, la cual se hará efectiva en los siguientes casos:

— Cuando la energía entregada acumulada al finalizar cada año del contrato sea inferior a la energía media anual contratada.

— Cuando la energía anual generada por el proyecto sea inferior al 80% de la energía media anual contratada.

— Cuando después de un año en el que la energía anual generada por el proyecto haya sido hasta un 10% menor que la energía media anual contratada, y al finalizar el segundo año el generador no genera la totalidad de su compromiso anual más el saldo negativo.

— Cuando no se entrega la cantidad mínima de energía horaria (EHM).

ART. 42.—Garantía de pago. Los compradores que resulten adjudicatarios de la subasta de que trata la presente resolución constituirán las garantías de pago a favor de su contraparte bilateral, con el fin de cubrir el incumplimiento de pago de la energía anual contratada; este pago se realizará mensualmente y corresponderá al producto de la energía liquidada durante el mes y el precio del contrato.

ART. 43.—Reglamento de garantías. La CREG establecerá el reglamento de garantías aplicable a la subasta de que trata la presente resolución de acuerdo con los ya establecidos para mecanismos existentes. Este reglamento deberá contener, entre otros, el cubrimiento, los eventos de incumplimiento y riesgos a ser cubiertos, así como los mecanismos para mitigar el riesgo de crédito y/o contraparte; la metodología aplicable para la determinación de los montos a garantizar; los mecanismos de ajuste de las garantías si se requiere; y el destino de los dineros resultantes al hacerlas efectivas.

CAPÍTULO VII

Disposiciones finales

ART. 44.—Vigencia. La presente resolución rige a partir de la fecha su publicación en el Diario Oficial.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D.C., a 31 de julio de 2018.

ANEXO

Organización de la subasta para la contratación a largo plazo de energía eléctrica

1. Responsabilidades y deberes de la UPME.

La UPME como administrador de la subasta de que trata la presente resolución tendrá entre otras las siguientes responsabilidades y deberes:

1. Elaborar las bases de pliegos y condiciones específicas de la subasta, en donde se establecerán los requisitos de información para los participantes.

2. Enviar a la SSPD la información establecida por la CREG con el fin de llevar a cabo la valoración y monitoreo del riesgo de los agentes que participarán en el mecanismo, así como para lo de su competencia.

3. Establecer, operar y mantener el sistema de subasta, el cual deberá estar en operación comercial a más tardar treinta (30) días calendario antes de la fecha programada para la realización de la subasta.

4. Conservar registros históricos, en medios electrónicos, de la totalidad de operaciones realizadas en desarrollo de la subasta de conformidad con las disposiciones legales vigentes en materia de conservación de documentos.

5. Ofrecer e impartir la capacitación y asistencia necesaria a todos los agentes en el manejo y operación del sistema de subasta de conformidad con las características propias de cada uno.

6. Reportar a las autoridades competentes las actuaciones irregulares que se presenten en el proceso de subasta, sin perjuicio de las funciones atribuidas al auditor.

7. Contratar el auditor de la subasta, proceso que debe estar finalizado por lo menos treinta (30) días antes de la fecha programada para la realización de la subasta. Los costos de la auditoría deberán ser asumidos por los participantes en la subasta.

8. Suspender la subasta cuando sea requerido por el auditor de conformidad con las disposiciones contenidas en la presente resolución.

9. Establecer los canales formales de comunicación entre los participantes de la subasta y la UPME durante la subasta.

10. Dar a conocer el tope máximo después de recibir las propuestas por parte de los participantes y antes de iniciar con el proceso de adjudicación de la subasta.

11. Declarar el cierre de la subasta e informar a los participantes que resultaron con ofertas adjudicadas, así como el precio de cada una de estas.

12. Informar el precio promedio ponderado de los contratos adjudicados mediante el mecanismo de que trata la presente resolución.

13. Todo valor agregado dado por la UPME a la información resultante del proceso de subasta será de propiedad y dominio exclusivo de esta. Lo anterior sin perjuicio de las disposiciones contenidas en la presente resolución.

14. Remitir al Ministerio de Minas y Energía un informe, dentro de los diez (10) días siguientes a la finalización de la subasta en el que evalúe, sin ambigüedades, la adjudicación de la subasta y los resultados obtenidos.

La UPME elaborará los reglamentos que considere necesarios para llevar a cabo las actividades encomendadas, los cuales deberán ser puestos a consideración del Ministerio de Minas y Energía para su aprobación a más tardar 60 días calendario antes de la realización de la subasta.

La UPME deberá divulgar la información que haya sido registrada. Para este efecto una vez finalizada la subasta, en el término de un (1) día la UPME publicará la totalidad de la información asociada a la misma, de conformidad con las disposiciones contenidas en la presente resolución.

2. Responsabilidades y deberes del auditor de la subasta.

El auditor de la subasta será una persona natural o jurídica con reconocida experiencia en procesos de auditoría, quien tendrá a su cargo las siguientes responsabilidades y deberes:

1. Verificar la correcta aplicación de la reglamentación vigente para el desarrollo de la subasta.

2. Verificar que las comunicaciones entre los agentes participantes y la UPME se realicen única y exclusivamente mediante los canales formales de comunicación establecidos por esta última.

3. Verificar que durante la subasta se sigan expresamente los pasos y reglas establecidos en esta resolución.

4. Solicitar a la UPME la suspensión de la subasta cuando considere que no se está dando cumplimiento a las disposiciones contenidas en la reglamentación vigente.

5. Remitir al Ministerio de Minas y Energía, dentro de los cinco (5) días siguientes a la finalización de la subasta, un informe en el cual se establezca, sin ambigüedades, el cumplimiento o no de la reglamentación vigente en dicho proceso.

Para los casos en los cuales el auditor establezca que en la subasta respectiva no se dio cumplimiento a los requisitos previstos en la presente Resolución, tales como los establecidos en el artículo 22, el proceso adelantado no producirá efectos, sin perjuicio de las acciones penales y/o civiles y las actuaciones administrativas a que haya lugar contra las personas que hayan incumplido la normatividad vigente.

3. Rechazo de ofertas y declaratoria de proceso desierto.

Sin perjuicio de las establecidas en la ley, serán causales de rechazo de ofertas la no presentación de: i) la garantía de seriedad; ii) el compromiso de constituir la garantía de cumplimiento; iii) la curva S; iv) cuando no se firmen los compromisos que se deben suscribir; vi) cuando la oferta no corresponda con el proyecto; vii) no cumplir con los criterios de selección; viii) no cumplir con los requisitos de las bases de pliegos y condiciones específicas; ix) no entregar la información requerida para la precalificación o calificación.

4. Sistema de subasta.

La UPME definirá los requisitos mínimos que debe cumplir la plataforma tecnológica requerida para la subasta de que trata la presente resolución.

5. Mecanismos de contingencia.

Una vez definido el sistema de subasta, la UPME definirá los mecanismos de contingencia asociados a los posibles problemas que pueda presentar dicho sistema.