Comisión de Regulación de Energía y Gas

RESOLUCIÓN 90 DE 2011 

(Julio 7)

“Por la cual se ordena hacer público un proyecto de resolución de carácter general, que pretende adoptar la CREG “Por la cual se adopta el mercado organizado, MOR, como parte del reglamento de operación del sistema interconectado nacional”.

(Nota: Véase Resolución 120 de 2011 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

La Comisión de Regulación de Energía y Gas,

en ejercicio de sus facultades legales, en especial de las conferidas por las leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los decretos 1524 y 2253 de 1994 y 2696 de 2004,

CONSIDERANDO QUE:

Mediante Resolución CREG 023 de 2009 se ordenó hacer público un proyecto de resolución de carácter general, que pretende adoptar la CREG “Por la cual se adopta el mercado organizado, MOR”, y se invitó a los agentes y demás interesados a remitir sus comentarios.

Así mismo mediante Resolución CREG 069 de 2009 se hizo público y se invitó a presentar comentarios al proyecto de resolución que pretende adoptar la CREG que contiene “el reglamento de la subasta para la asignación de obligaciones de energía del mercado organizado, MOR”.

Se recibieron comentarios de las siguientes entidades: comité asesor de comercialización, Isagen, comercializar, energía confiable, Electrificadora del Caribe, Asocodis, Enertolima, Gecelca, Chivor, Electrificadora de Santander, Expertos en Mercados, XM, Empresas Públicas de Medellín, Emgesa, Andesco, Codensa, Empresa de Energía del Pacífico, Central Hidroeléctrica de Caldas, Empresa de Energía de Cundinamarca, Acolgen, Empresas Municipales de Cali, Duff & Phelps, Merieléctrica, Termotasajero, Bolsa Nacional Agropecuaria, Electrohuila, ANDI, Compañía de Electricidad del Cauca y la Superinten­dencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

El documento CREG 072 del 7 de julio de 2011, contiene el estudio y respuesta a los comentarios y observaciones que presentaron los agentes a los proyectos de resoluciones publicados.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su Sesión 491 del 7 de julio de 2011, aprobó hacer público y presentar nuevamente para comentarios el proyecto de resolución “por medio de la cual adopta el mercado organizado, MOR, como parte del Reglamento de operación del sistema interconectado nacional”.

Conforme a lo dispuesto por el artículo 9º del Decreto 2696 de 2004, la comisión debe hacer público en su página web todos los proyectos de resoluciones de carácter general que pretenda adoptar.

RESUELVE:

ART. 1º—Hágase público el proyecto de resolución “por medio de la cual adopta el mercado organizado, MOR, como parte del reglamento de operación del sistema inter­conectado nacional”.

ART. 2º—Se invita a los agentes, a los usuarios y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, para que remitan sus observaciones o sugerencias sobre la propuesta, dentro de los quince (15) días hábiles siguientes a la publicación de la presente Resolución en la página Web de la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

ART. 3º—Infórmese en la página web la identificación de la dependencia administrativa y de las personas a quienes se podrá solicitar información sobre el proyecto y hacer llegar las observaciones, reparos o sugerencias, y los demás aspectos previstos en el artículo 10 del Decreto 2696 de 2004.

ART. 4º—La presente resolución no deroga ni modifica disposiciones vigentes por tratarse de un acto de trámite.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D.C., a 7 de julio de 2011.

(Nota: Véase Resolución 120 de 2011 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

El Presidente,

Tomás González Estrada,

Viceministro de Minas y Energía, delegado del Ministro de Minas y Energía.

El director ejecutivo,

Javier Augusto Díaz Velasco.

Proyecto de resolución

Por medio de la cual adopta el mercado organizado, MOR, como parte del reglamento de operación del sistema interconectado nacional.

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 los decretos 1524 y 2253 de 1994.

CONSIDERANDO QUE:

El artículo 333 de la Constitución Política señala que la actividad económica y la iniciativa privada son libres dentro de los límites del bien común, que la libre competencia económica es un derecho de todos, que supone responsabilidades y que la ley delimitará el alcance de la libertad económica.

Según lo previsto en la Constitución Política, artículo 334, el Estado intervendrá, igualmente por mandato de la ley, en los servicios públicos y privados, para racionalizar la economía con el fin de conseguir el mejoramiento de la calidad de vida de los habitantes, la distribución equitativa de oportunidades y los beneficios del desarrollo y la preservación de un ambiente sano.

El artículo 365 de la Carta indica que el Estado debe asegurar que los servicios públicos se presten en forma eficiente y que estarán sometidos al régimen jurídico que fije la ley.

La Ley 142 de 1994, artículo 2º, mandó la intervención del Estado en los servicios públicos, conforme a las reglas de competencia de que trata dicha ley, en el marco de lo dispuesto por los artículos 334, 336, y 365 a 370 de la Constitución Política, para lograr entre otros fines la prestación eficiente y la libertad de competencia.

Según lo dispuesto por el artículo 4º de la Ley 143 de 1994, en relación con el servicio público de electricidad al Estado le corresponde, entre otros aspectos, promover la libre competencia en las actividades del sector, y asegurar la operación eficiente de las activi­dades del sector.

La Ley 143 de 1994, artículo 6º, dispuso que las actividades relacionadas con el servicio de electricidad se regirán, entre otros principios, por el de eficiencia, el cual “obliga a la correcta asignación y utilización de los recursos de tal forma que se garantice la prestación del servicio al menor costo económico”.

De acuerdo con lo dispuesto en el artículo 73 de la Ley 142 de 1994, en relación con el sector eléctrico, la CREG tiene la función de “...regular los monopolios en la prestación de los servicios públicos, cuando la competencia no sea, de hecho, posible; y, en los demás casos, la de promover la competencia entre quienes presten servicios públicos, para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean económicamente eficientes, no impliquen abuso de la posición dominante, y produzcan servicios de calidad”.

Según lo previsto en la Ley 142 de 1994, artículo 74, además, es función y facultad especial de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, “...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 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”.

Según lo previsto por la Ley 142 de 1994, artículo 74, literales b) y c), es facultad de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, establecer el Reglamento de Operación para regular el funcionamiento del mercado mayorista de energía, y establecer criterios para la definición de compromisos de ventas garantizadas de energía entre las empresas prestadoras del servicio.

Conforme a lo establecido en el artículo 35 de la Ley 142 de 1994 la Comisión de Regulación puede exigir que se utilicen procedimientos que estimulen la concurrencia de oferentes en la compra de energía con destino a los usuarios finales.

La Ley 143 de 1994, artículo 20, definió que en relación con el sector energético, la función de regulación por parte del Estado tendrá como objetivo básico “...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. Para el logro de este objetivo, promoverá la competencia, creará y preservará las condiciones que la hagan posible”.

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, la función de 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.

Conforme a lo definido en las leyes 142 y 143 de 1994 las empresas que hagan parte del sistema interconectado nacional deben cumplir con el reglamento de operación.

La Ley 143 de 1994, define el mercado mayorista de electricidad, como “el mercado de grandes bloques de energía eléctrica, en que generadores y comercializadores venden y compran energía y potencia en el sistema interconectado nacional, con sujeción al reglamento de operación”.

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.

Conforme a lo establecido en el artículo 42 de la Ley 143 de 1994 las compras de energía se deben garantizar mediante contratos de suministro por el término que establezca la regulación y para su celebración deben utilizar mecanismos que estimulen la competencia.

En el documento CREG 065 de 2006, al realizar los análisis para la definición del componente G de la fórmula tarifaria del usuario final de energía eléctrica la comisión identificó serios problemas en el esquema de contratación bilateral de energía con destino al mercado regulado y determinó la necesidad de buscar un mecanismo que garantizara la formación eficiente de precios en la compra de energía para el mercado regulado.

Mediante Circular CREG 037 de 2006 se invitó a los agentes, usuarios y demás interesados a presentar comentarios al documento CREG 065 de 2006.

Con base en la propuesta planteada en el documento CREG 065 de 2006 se contrató al profesor Peter Cramton para realizar el diseño de la subasta a implementar. La propuesta del profesor Cramton fue publicada mediante Circular CREG 044 de 2007 y se presentó a los agentes en taller realizado el día 23 de agosto de 2007.

Los agentes e interesados remitieron comentarios a la propuesta del profesor Cramton quien dio respuesta a los mismos en su informe final, Radicado E-2007-006932.

Mediante el Decreto 387 de 2007 el Gobierno definió unas políticas generales sobre la comercialización de energía eléctrica y específicamente estableció que “Se reconocerá el costo de la energía adquirida por los comercializadores minoristas que atienden usuarios regulados. Dicha energía deberá ser adquirida a través de los mecanismos de mercado establecidos por la CREG”.

Mediante Resolución CREG 119 de 2007 se adoptó “...la fórmula tarifaria general que permite a los comercializadores minoristas de electricidad establecer los costos de prestación del servicio a usuarios regulados en el sistema interconectado nacional”.

Con fundamento en el trabajo realizado a partir de la presentación de la propuesta contenida en el documento CREG 065 de 2006 la comisión aprobó y presentó una nueva propuesta contenida en el documento CREG 077 de 2008 documento de trabajo “mercado organizado para la demanda regulada, MOR”.

Mediante la Circular 100 de 2008 se publicó el documento CREG 077 de 2008 e invitó a los agentes y demás interesados a remitir sus comentarios.

Para presentar y aclarar las inquietudes de los agentes sobre la propuesta contenida en el documento CREG 077 de 2008, se realizó un taller con la participación de los agentes el día 6 de noviembre de 2008.

Así mismo, el día 26 de noviembre se llevó a cabo un taller en el que los agentes presentaron comentarios a la propuesta contenida en el documento CREG 077 de 2008.

Mediante Resolución CREG 023 de 2009 se ordenó hacer público un proyecto de resolución de carácter general, que pretende adoptar la CREG “Por la cual se adopta el mercado organizado, MOR”, y se invitó a los agentes y demás interesados a remitir sus comentarios.

El día 14 de abril de 2009, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, llevó a cabo la presentación de la propuesta regulatoria del mercado organizado, MOR, que se encontraba en consulta mediante la Resolución CREG 023 de 2009.

Sobre la Resolución CREG 023 de 2009 se recibieron comentarios de las siguientes entidades: Comité Asesor de Comercialización, Isagen, Comercializar, Energía Confiable, Electrificadora del Caribe, Asocodis, Enertolima, Gecelca, Chivor, Electrificadora de Santander, Expertos en Mercados-XM-, Empresas Públicas de Medellín, Emgesa, Andesco, Codensa, Empresa de Energía del Pacífico, Central Hidroeléctrica de Caldas, Empresa de Energía de Cundinamarca, Acolgen, Empresas Municipales de Cali, Duff & Phelps, Merieléctrica, Termotasajero, Bolsa Nacional Agropecuaria, Electrohuila, ANDI, y Compañía de Electricidad del Cauca.

Mediante Resolución CREG 069 de 2009 se hizo público y se invitó a presentar comentarios al proyecto de resolución que pretende adoptar la CREG que contiene “el reglamento de la subasta para la asignación de obligaciones de energía del mercado organizado, MOR”.

A través de la Circular CREG 020 de 2009, la dirección ejecutiva de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, realizó el día 18 de junio un taller de aclaraciones sobre la propuesta del reglamento de la subasta para la asignación de obligaciones de energía del mercado organizado, MOR, que se encontraba en consulta mediante la Resolución CREG 069 de 2009.

Sobre esta resolución se recibieron comentarios por parte de las siguientes entidades: Isagen, Gecelca, Chivor, Electrificadora del Caribe Asocodis, Emgesa, Expertos en Mercados-XM, Empresa de Energía de Cundinamarca, Andesco Empresas Públicas de Medellín, Codensa, Empresa de Energía del Pacífico, Comité Asesor de Comercialización, Central Hidroeléctrica de Caldas, Andi y Acolgen.

Así mismo, a través del Radicado E-2009-008074 la comisión recibió de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios comentarios jurídicos y técnicos al esquema MOR.

El documento CREG 072 del 7 de julio de 2011, contiene el estudio y respuesta a los comentarios y observaciones que presentaron los agentes a los proyectos de regulación contenidos en las Resoluciones CREG 023 y 069 de 2009.

RESUELVE:

CAPÍTULO I

Disposiciones generales

ART. 1º—Objeto. Mediante esta resolución se adopta el conjunto de disposiciones que regulan el funcionamiento, los derechos y obligaciones de los agentes y las transacciones del mercado organizado, MOR, como parte de la Bolsa de Energía, que hacen parte del reglamento de operación.

ART. 2º—Ámbito de aplicación. Esta resolución aplica a la compra de energía en el MOR por parte comercializadores con destino a la demanda regulada y la demanda no regulada. También aplica a los generadores y comercializadores que, respaldados como se establece en esta resolución, voluntariamente decidan participar en las subastas para vender energía en el MOR. Igualmente, las disposiciones de esta resolución se aplican a la subasta, liquidación y recaudo de las transacciones que se realizan en el MOR como parte de la Bolsa de Energía y a las garantías que deben presentar los agentes que participan.

ART. 3º— Principios generales. El mercado organizado, MOR, se fundamenta en los siguientes principios que serán tenidos en cuenta para su implementación y funcionamiento:

Eficiencia económica: El MOR, por el principio de eficiencia económica, debe asegurar la formación de precios eficientes y bajos costos de transacción.

Suficiencia financiera: El mercado organizado debe buscar la recuperación de costos eficientes.

Estabilidad: Para cumplir con el principio de estabilidad el MOR debe asegurar la cobertura a las variaciones de precios bolsa.

Neutralidad: Por el principio de neutralidad, se debe garantizar la igualdad de las condiciones para los participantes con riesgos similares.

Transparencia: El MOR debe ser un esquema explícito y público que garantice la participación.

Simplicidad: El esquema MOR debe ser de fácil comprensión, aplicación y control.

Exigibilidad: El esquema debe buscar la seguridad en el cumplimiento de las obligaciones adquiridas por parte de los compradores y vendedores.

Consistencia: El esquema MOR debe articularse adecuadamente con los mercados de contratos bilaterales, de corto plazo y de confiabilidad.

CAPÍTULO II

Definiciones

ART. 4º—Definiciones. Para efectos de la presente resolución, y de las demás regulaciones que desarrollen aspectos relacionados con el mercado organizado, MOR, se tendrán en cuenta las siguientes definiciones generales:

Demanda objetivo de usuarios regulados o demanda objetivo: Es la máxima cantidad de energía con destino a usuarios regulados a ser asignada en una subasta.

Función de demanda: Conjunto de pares que relacionan cantidades de energía a comprar y los precios a los cuales se proyecta comprar en la subasta del MOR.

Función de demanda regulada: Función de demanda para usuarios regulados.

Función de demanda no regulada: Función de demanda de comercializador que participa como comprador voluntario en el MOR.

Mercado organizado, MOR: Mercado centralizado de transacciones estandarizadas de energía a mediano plazo, que hace parte de la bolsa de energía.

Obligación del vendedor, OVEN: Obligación resultante de la subasta del MOR, por la cual un agente se compromete a entregar durante el período de compromiso la energía asociada a un número de productos del MOR asignados en la subasta al precio establecido en la misma.

Obligación del comprador, OCOM: Obligación resultante de la subasta del MOR por la cual un comercializador se compromete a pagar la energía asociada a un número de productos según las reglas de liquidación contenidas en esta resolución, al precio definido en la subasta.

Periodo de compromiso: Periodo de tiempo para el cual se establece la obligación del vendedor de entregar la energía y del comprador a pagarla. Este período se establece en la resolución de convocatoria de cada subasta.

Periodo de planeación: Periodo de tiempo que transcurre entre la realización de la subasta y el inicio del periodo de compromiso.

Producto: Cantidad de energía eléctrica transada en la subasta del MOR que se distribuye horariamente según se establece en esta resolución.

Reglamento de la subasta: Conjunto de criterios, condiciones y procedimientos que rigen la subasta.

Reglamento de garantías: Conjunto de criterios, condiciones y procedimientos que rigen las garantías.

Subasta del MOR o subasta: Mecanismo utilizado para la asignación de obligaciones del comprador y del vendedor.

Subasta simultánea: Subasta en la cual se transan dos o más tipos de productos al mismo tiempo.

Unidad horaria de energía: Corresponde a una determinada cantidad de energía, la cual varía dependiendo de la clase de día (laboral, sábado, domingo o festivo) y el periodo horario del día. Todas las ventas de energía del MOR para la demanda regulada en cada hora se realizan en múltiplos enteros de la unidad horaria de energía.

CAPÍTULO III

Compra de energía

ART. 5º—Compra de energía con destino a la demanda regulada. Las empresas comercializadoras deberán garantizar el suministro de energía con destino a la demanda regulada que atienden mediante contratos de suministro para lo cual se aplicarán las dis­posiciones contenidas en esta resolución. Las obligaciones que adquieren los agentes se determinarán como resultado de la subasta del MOR y de la aplicación de las disposiciones contenidas en esta resolución y las demás que la modifiquen o complementen.

ART. 6º—Compra de energía con destino a la demanda no regulada. Los comercializadores podrán comprar energía no destinada a la demanda regulada mediante los contratos que se celebren en el mercado organizado que se adopta en esta resolución. Las obligaciones que contraerán los agentes se determinarán como resultado de la subasta del MOR y de la aplicación de las disposiciones contenidas en esta resolución y las demás que la modifiquen o complementen.

CAPÍTULO IV

Producto

ART. 7º—Características del producto para la demanda regulada. El producto a subastar para atender la demanda regulada tendrá las siguientes características:

1. El periodo de compromiso tendrá una duración de 1 año, comenzando el 1º de enero y finalizando el 31 de diciembre del año que se establezca en la resolución de convocatoria.

2. En cada hora del periodo de compromiso, la cantidad de energía corresponderá a una unidad horaria de energía.

ART. 8º—Unidad horaria de energía. Para cada hora, el valor de la unidad horaria de energía se calculará conforme a la siguiente tabla:

 Clase de día
Intervalo de tiempoLaboralSábadoDomingo o festivo
(kWh)(kWh)(kWh)
0:00 – 0:59283031
1:00 – 1:59272828
2:00 – 2:59262727
3:00 – 3:59262726
4:00 – 4:59282827
5:00 – 5:59353027
6:00 – 6:59383328
7:00 – 7:59393631
8:00 – 8:59434034
9:00 – 9:59454336
10:00 – 10:59474537
11:00 – 11:59484639
12:00 – 12:59464539
13:00 – 13:59454338
14:00 – 14:59454136
15:00 – 15:59464035
16:00 – 16:59464035
17:00 – 17:59484338
18:00 – 18:59575249
19:00 – 19:59595653
20:00 – 20:59565351
21:00 – 21:59494845
22:00 – 22:59404138
23:00 – 23:59333532

PAR.—La energía total del producto para la demanda regulada se calculará conforme a la siguiente fórmula:

90 1.PNG

Donde:

ET: Energía total asociada al producto.

DLAB: Número de días laborales del periodo de compromiso.

DSAB: Número de días sábado del periodo de compromiso. No incluye los días sábado que sean festivos.

DFEST: Número de días domingos y festivos del periodo de compromiso. Incluye los días sábados que sean festivos.

ART. 9º—Características del producto para la demanda no regulada. El producto para la demanda no regulada tendrá las siguientes características:

1. Periodo de compromiso de 1 año, comenzando el primero de enero y finalizando el 31 de diciembre del año establecido en la resolución de convocatoria de la subasta.

2. En cada hora del periodo de compromiso la cantidad de energía es igual a 40 kWh.

CAPÍTULO V

Demanda objetivo y función de demanda

ART. 10.—Procedimiento para la definición de la demanda objetivo. La comisión establecerá la demanda objetivo para cada subasta con base en una proyección de demanda que se establecerá de acuerdo con el procedimiento definido en el anexo 2 de esta resolución.

ART. 11.—Función de demanda regulada. La función de demanda regulada de cada subasta se determinará de acuerdo con la demanda objetivo y tal como se indica en el numeral 3.1.6. del reglamento de subasta consignado en el anexo 3 de esta resolución.

ART. 12.—Función de demanda no regulada. Para participar como comprador voluntario en la subasta MOR, cada comercializador deberá enviar al ASIC su función de demanda en los plazos establecidos en la resolución de convocatoria y las condiciones establecidas en el reglamento de la subasta.

CAPÍTULO VI

Subasta MOR

ART. 13.—Subasta MOR. Las OVEN y las OCOM se asignarán entre los agentes participantes mediante el mecanismo de subasta.

ART. 14. Tipo de subasta. La subasta MOR será de reloj descendente o de sobre cerrado.

PAR.—Cuando participen comercializadores como compradores voluntarios la subasta será simultánea.

ART. 15.—Oportunidad para llevar a cabo las subastas. La CREG convocará a las subastas mediante resolución en la cual establecerá las fechas en las que se llevarán a cabo, el cronograma de actividades a seguir antes y después de las mismas y publicará el reglamento de la misma.

ART. 16.—Cantidad de energía a comprar. La CREG definirá la demanda objetivo y la función de demanda regulada. El administrador de la subasta calculará la función demanda agregada no regulada conforme a lo establecido en el reglamento de la subasta definido en el anexo 3 de esta resolución.

ART. 17.—Agentes participantes en la subasta. Los agentes participarán en la subasta de la siguiente forma:

a) Comprador: Participarán como compradores en forma pasiva y obligatoria los comercializadores en representación de la demanda regulada.

Así mismo, podrán participar en forma voluntaria como compradores los comercializadores que representen demanda no regulada y que hayan cumplido los requisitos descritos en el Capítulo X de esta resolución;

b) Vendedor: Podrán participar como vendedores y de forma voluntaria los propietarios de plantas y/o unidades de generación o los agentes que representen comercialmente plantas y/o unidades de generación y que hayan cumplido con los requisitos descritos en el artículo 18 y en el Capítulo X de esta resolución.

De igual manera podrán participar como vendedores y de forma voluntaria los comercializadores que cumplan con los requisitos establecidos en el Capítulo X de esta resolución.

PAR.—Los agentes que participan como comprador voluntario no podrán participar como vendedores en la misma subasta. Tampoco podrán actuar como comprador voluntario y vendedor en la misma subasta agentes que tengan vinculación económica, o pertenezca al mismo grupo empresarial en los términos dispuestos en el artículo 14.34 de la Ley 142 de 1994.

ART. 18.—Condiciones para entrar a participar en la subasta MOR. Los agentes que deseen participar como vendedores en la Subasta deberán precalificarse frente al administrador de la subasta entregando como mínimo los siguientes requisitos:

a) Manifestar la intención de participar en la subasta;

b) Declarar que no tiene impedimentos para participar;

c) Suscribir un compromiso de confidencialidad;

d) Aceptar las reglas de la subasta;

e) Suscribir un compromiso de no-colusión.

En las fechas indicadas en la convocatoria los agentes interesados en participar deberán calificarse entregando los documentos descritos en el reglamento de la subasta para tal fin.

ART. 19.—Reglamento de la subasta. La subasta se regirá por lo establecido en el reglamento de la subasta definido en el anexo 3 de esta resolución.

ART. 20.—Administrador de la subasta. Las funciones de administración de las subastas MOR serán realizadas por el ASIC y se describen en el reglamento de la subasta.

ART. 21.—Auditor de la subasta. Las subastas serán auditadas por una persona natural o jurídica que deberá contratar el administrador y que se encargará de verificar la correcta aplicación de la regulación vigente para el desarrollo de la subasta. Las responsabilidades y deberes del auditor de la subasta se establecen en el anexo 3 de esta resolución.

ART. 22.—Subastador. Para la ejecución de la subasta el administrador de la subasta contratará un subastador que será una persona natural o jurídica con experiencia internacional en este tipo de mecanismos de mercado.

PAR. 1º— En la subasta de sobre cerrado el administrador actuará como subastador.

PAR. 2º—Cuando lo defina la CREG, la subasta podrá realizarse mediante la utilización de un sistema electrónico que determine la asignación de las obligaciones entre los participantes.

ART. 23.—Asignación. Una vez haya culminado la subasta, la energía de las obligaciones asignadas a cada agente serán iguales a la energía de las ofertas que no se han retirado al precio de cierre.

ART. 24.—Precio. El precio de la energía de cada OVEN y de cada OCOM se calculará para cada mes conforme a la siguiente ecuación:

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Donde:

n: Mes en el que se realizó la subasta en la que se asignó la obligación i.

Pi,m: Precio de la obligación i para el mes m>n. En $/kwh.

Pi,n: Precio de la obligación i asignada en la subasta realizada en el mes n.

CEEn: El CEE calculado por el ASIC para el mes n y expresados en pesos por kilovatio hora ($/kWh) CEE.

CEREm: El CERE calculado por el ASIC para el mes m y expresados en pesos por kilovatio hora ($/kWh) CERE.

IPPm: Índice de precios al productor Colombia, IPP, publicado por el Departamento Nacional de Estadística, DANE, para el mes m.

IPPn: Índice de precios al productor Colombia, IPP, publicado por el Departamento Nacional de Estadística, DANE, para el mes n.

CAPÍTULO VII

Liquidación de los contratos

ART. 25.—Cantidad de energía vendida en el MOR para la demanda regulada. En cada hora, la cantidad de energía vendida por un agente en el MOR para la demanda regulada se determinará conforme a la siguiente ecuación:

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Donde:

EVv,t Cantidad de energía vendida en el MOR para la demanda regulada por el agente v en la hora t, en kWh.

Nov,t Número de OVEN del agente vendedor con unidades horarias de energía para la hora t.

NUi,t Número de unidades horarias de energía de la OVEN i para la hora t.

UHEt Valor de la unidad horaria de energía definido en artículo 8º de esta reso­lución para la hora t, en kWh.

t Hora del día del mes del año de entrega del periodo de compromiso.

ART. 26.—Energía remanente. En cada hora, la cantidad de energía remanente para compra en el MOR con destino a la demanda regulada de un comercializador se determinará conforme a la siguiente ecuación:

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Donde:

t Hora del día del mes del año de entrega del periodo de compromiso.

ERc,t Energía remanente para compra en el MOR con destino a la demanda regulada del agente en la hora t, en kWh.

DRc,t Demanda comercial regulada del agente en la hora t en kWh.

ECc,t Energía comprada en contratos bilaterales despachados con destino al mercado regulado del agente en la hora t, en kWh.

ART. 27.—Determinación de la cantidad energía comprada en el MOR para atender la demanda regulada. En cada hora, la cantidad energía comprada por un comercializador en el MOR para atender la demanda regulada será determinada mediante la siguiente ecuación:

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Donde:

ECc,t Cantidad de energía comprada en el MOR para atender la demanda regulada por el comercializador c en la hora t en kWh.

NVt Número de agentes vendedores en el MOR para la demanda regulada en la hora t.

EVv,t Cantidad de energía vendida en el MOR para la demanda regulada por el agente vendedor v en la hora t, en kWh.

ERc,t Energía Remanente para compra en el MOR con destino a la demanda re­gulada del agente c en la hora t, conforme al artículo 26 de esta resolución en kWh.

NCt Número de agentes comercializadores con demanda regulada en la hora t.

t Hora del día del mes del año de entrega del periodo de compromiso.

PAR.—La variable ECc,t se aproximará al número entero inmediatamente inferior o superior conforme al procedimiento que establezca el ASIC. Dicho procedimiento garantizará que el total de la energía comprada en el MOR con destino a la demanda regulada en cada hora sea igual al total de la energía vendida para dicho mercado.

ARTÍ. 28.—Cálculo del valor de la energía vendida en el MOR para la demanda regulada. El valor de la energía vendida en el MOR por un agente para la demanda regulada, se calculará para cada hora conforme a la siguiente ecuación:

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Donde:

MVv,t Valor de la energía vendida en el MOR para la demanda regulada del agente vendedor v en la hora t, en pesos.

NOv,t Número de OVEN del agente vendedor v que tienen asociado un número de Unidades Horarias de Energía en la hora t.

NUi,t Número de Unidades Horarias de Energía de la OVEN i en la hora t.

Pi Precio de la OVEN i. En pesos por kWh ($/kWh).

UHEt Valor de la Unidad Horaria de Energía para la hora t,en kWh.

t Hora del día del mes del año de entrega del periodo de compromiso.

ART. 29.—Precio indicativo MOR para la demanda regulada. El precio indicativo MOR para la demanda regulada se calculará conforme a la siguiente ecuación:

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Donde:

PI_MORt Precio Indicativo MOR para la Demanda Regulada para la hora t, en $/kWh.

MVv,t Valor de la Energía vendida en el MOR para la demanda regulada del agente v en la hora t, en pesos.

EVv,t Cantidad de energía vendida en el MOR para la demanda regulada por el agente v en la hora t, en kWh.

NVt Número de agentes vendedores en el MOR para la demanda regulada en la hora t.

t Hora del día del mes del año de entrega del periodo de compromiso.

ART. 30.—Cálculo del monto de las compras de un agente en el MOR para la demanda regulada. El monto de las compras de cada comercializador en el MOR para la demanda regulada se calculará para cada hora conforme a la siguiente ecuación:

90 8.PNG

Donde:

MCc,t Monto de las compras del comercializador c en el MOR para la demanda regulada en la hora t, en pesos.

ECc,t Cantidad de energía comprada en el MOR para la demanda regulada del agente c en la hora t, conforme al artículo 27 de esta resolución, en kWh.

PI_MORt Precio Indicativo MOR para la Demanda Regulada para la hora t. En pesos por kWh ($/kWh).

t Hora del día del mes del año de entrega del periodo de compromiso.

ART. 31.—Determinación de la cantidad de energía comprada en el MOR para atender la demanda no regulada. En cada hora, la cantidad energía comprada por un agente a otro en el MOR para atender su demanda no regulada, se determinará con la siguiente fórmula:

90 9.PNG

Donde:

ECc,v,t Cantidad de energía comprada por el agente c al agente v en la hora t en el MOR para la demanda no regulada, en kWh.

t Hora del día del mes del año de entrega del periodo de compromiso.

i Índice de las OCOM del agente c en las que el agente v es vendedor, y que tienen una cantidad de energía en la hora t.

NCc,v,t Número de OCOM del agente c en las que el agente v es vendedor, y que tienen una cantidad de energía en la hora t.

NPi Número de kWh de la OCOM i.

ART. 32.—Cantidad de energía vendida en el MOR para la demanda no regulada. En cada hora, la cantidad de energía vendida por un agente a otro en el MOR para la demanda no regulada, será determinada con la siguiente fórmula:

90 10.PNG

Donde:

EVv,c,t Cantidad de energía vendida por el agente v al agente c en la hora t en el MOR para no regulados, en kWh.

t Hora del día del mes del año de entrega del periodo de compromiso.

i Índice de las OVEN del agente v en las que el agente c es comprador, y que tienen una cantidad de energía en la hora t.

NVv,c,t Número de OVEN del agente v en las que el agente c es comprador, y que tienen una cantidad de energía en la hora t.

Ni Número de kWh de la OVEN i.

ART. 33.—Cálculo del valor de las compras en el MOR para la demanda no regulada. En cada hora, el valor de las compras de un agente a otro en el MOR para la demanda no regulada, será determinada con la siguiente fórmula:

90 11.PNG

Donde:

MCc,v,t Valor de las compras del agente c al agente v en la hora t en el MOR para no regulados, en pesos.

t Hora del día del mes del año de entrega del periodo de compromiso.

i Índice de las OCOM del agente c en las que el agente v es vendedor, y que tienen una cantidad de energía en la hora t.

NCc,v,t Número de OCOM del agente c en las que el agente v es vendedor, y que tienen una cantidad de energía en la hora t.

NPi Número de kWh de la OCOM i.

Pi recio por kWh de la OCOM i.

ART. 34.—Cálculo del valor de las ventas en el MOR para la demanda no regulada. En cada hora, el valor de las ventas por un agente a otro en el MOR para la demanda no regulada, será determinada con la siguiente fórmula:

90 12.PNG
 

Donde:

MVc,v,t Valor de las ventas del agente v al agente c en la hora t en el MOR para no regulados en pesos.

t Hora del día del mes del año de entrega del periodo de compromiso.

i Índice de las OVEN del agente v en las que el agente c es comprador, y que tienen una cantidad de energía en la hora t.

NVv,c,t Número de OVEN del agente v en las que el agente c es comprador, y que tienen una cantidad de energía en la hora t.

Ni Número de kWh de la OVEN i.

Pi Precio por kWh de la OVEN i.

CAPÍTULO VIII

Mercado secundario

ART. 35.—Mercado secundario para demanda regulada. El mercado secundario es el mercado bilateral en el que los agentes generadores y vendedores ceden parcial o totalmente sus obligaciones de venta del MOR.

ART. 36.—Cesión de las obligaciones para demanda regulada. Los agentes podrán ceder total o parcialmente las OVEN. Como resultado de la cesión el agente que cede la OVEN se libera de la obligación y el cesionario la adquiere en los mismos términos y condiciones en que fue o fueron asignadas.

ART. 37.—Registro de cesión de las obligaciones del vendedor para demanda regulada. La cesión de OVEN tendrá efecto ante el mercado mayorista a partir de su registro ante el ASIC para lo cual deberán cumplir las siguientes condiciones:

a) Remitir, suscrito por los representantes legales, el formato establecido por el ASIC el cual contendrá mínimo la siguiente información:

1. Identificación plena de los agentes cedente y cesionario.

2. Tabla con la siguiente información de la cesión:

Información de las obligacionesInformación de la transacción
MesFecha de la subasta de asignación
dd mm año
Precio de la obligación cedida ($/ kWh)Cantidad cedida
(unidades horarias de energía)
Precio de cesión ($/kWh)Fecha de pago de la cesión dd mm año

Donde:

Mes: Mes de la obligación de venta que se cede.

Cantidad cedida: Número entero de unidades horarias de energía cedidas de la OVEN.

Precio de la obligación cedida: será igual al precio de cierre de la subasta que la originó actualizado conforme al artículo 24 de esta resolución.

Precio de cesión: Precio por kWh, positivo si el cedente debe pagar al cesionario y negativo en caso contrario. El precio de cesión debe incluir todos los pagos por concepto de la cesión.

El ASIC deberá publicar esta información sin identificar a las partes.

b) Ser registrados en un plazo máximo de cinco (5) días hábiles después de acordada y como mínimo quince (15) días hábiles antes del comienzo del primer mes cedido;

c) La información de la tabla de que trata este artículo debe corresponder con las OVEN adquiridas por el cedente en subastas anteriores del MOR;

d) No se registrará la cesión si el cesionario se encuentra en procedimiento de limitación de suministro;

e) El cesionario deberá presentar todas las garantías establecidas en esta resolución.

ART. 38.—Mercado secundario para la demanda no regulada. Mercado bilateral en el que los agentes vendedores o compradores pueden ceder parcial o totalmente sus obligaciones del MOR.

ART. 39.—Cesión de obligaciones para la demanda no regulada. Los agentes vendedores o compradores que hayan contraído obligaciones en el MOR podrán cederlas a otros agentes. Como resultado de la cesión el cedente de las obligaciones del MOR se libera de la obligación y el cesionario la asume en los mismos términos y condiciones establecidos como resultado de la subasta MOR para no regulados en la que fueron asignados.

ART. 40.—Registro de cesión de las obligaciones del MOR para la demanda no regulada. La cesión de obligaciones del MOR tendrá efecto ante el mercado mayorista a partir de su registro ante el ASIC para lo cual deberán cumplir las siguientes condiciones:

a) Remitir, suscrito por los representantes legales, el formato establecido por el ASIC el cual contendrá mínimo la siguiente información:

1. Identificación plena de los agentes cedente y cesionario.

2. Agente cesionario de la obligación del MOR.

3. Agente cedente de la obligación del MOR.

4. Tabla con la siguiente información de la cesión:

Información de las obligacionesInformación de la transacción
MesContraparte de la Obligación cedidaFecha de la subasta MOR para la demanda no regulada
dd mm año
Precio de la Obligación cedida ($/ kWh)Clase (OVEN u OCOM)Cantidad cedida
(MWh-día)
Precio de cesión ($/kWh)Fecha de pago de la cesión
dd mm

Donde:

Mes: Mes de la obligación que se cede.

Cantidad cedida: Número entero de unidades horarias de energía cedidas de la OVEN.

Precio de la obligación cedida: Será igual al precio de cierre de la subasta que la originó actualizado conforme al artículo 24 de esta resolución

Precio de cesión: Precio por kWh, positivo si el cedente debe pagar al cesionario y negativo en caso contrario. El precio de cesión debe incluir todos los pagos por concepto de la cesión.

El ASIC deberá publicar esta información sin identificar a las partes.

b) Ser registrados en un plazo máximo de cinco (5) días hábiles después de acordada y como mínimo quince (15) días hábiles antes del comienzo del primer mes cedido;

c) La información de la tabla de que trata este artículo debe corresponder con las OVEN adquiridas por el cedente en subastas anteriores del MOR;

d) No se registrará la cesión si el cesionario se encuentra en procedimiento de limitación de suministro;

e) El cesionario deberá presentar todas las garantías establecidas en esta resolución.

CAPÍTULO IX

Incumplimientos

ART. 41.—Retiro y limitación de suministro por incumplimiento en el MOR. La ejecución de cualquiera de las garantías de que trata el anexo 1 de esta resolución, dará lugar a la aplicación de un procedimiento de limitación de suministro de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 116 de 1998, o aquellas que la complementen, modifiquen o sustituyan, para lo cual se tendrá como fecha de vencimiento el plazo que se establezca en el reglamento de mecanismos de cubrimiento para las transacciones en el mercado de energía mayorista.

El incumplimiento en la constitución de garantías o del pago de las obligaciones adquiridas en el MOR dará lugar al retiro del agente comercializador del mercado de energía conforme a lo que se encuentre establecido en la regulación vigente.

ART. 42.—Cancelación de obligaciones por incumplimiento. Cuando a un agente se le ejecute cualquiera de las garantías de que trata el anexo 1 de esta resolución, se procederá a cancelar por incumplimiento la obligación respectiva. Adicionalmente, cuando un agente se encuentre en limitación de suministro durante el periodo de compromiso de una obligación, dicha obligación se cancelará por incumplimiento.

ART. 43.—Monto máximo a garantizar de una OVEN. El monto máximo a garantizar de una OVEN es el monto resultante de aplicar para la obligación respectiva, la fórmula del artículo 12 del anexo 1 de la presente resolución con un factor de ajuste por calificación de riesgo FCR igual a 100%.

ART. 44.—Monto máximo a garantizar de una OCOM para atender demanda no regulado. El monto máximo a garantizar de una Obligación de Compra con destino al mercado no regulado es el monto resultante de aplicar para la obligación respectiva, la fórmula del artículo 18 del anexo 1 de la presente resolución con un factor de ajuste por calificación de riesgo FCR igual a 100%.

ART. 45.—Deuda por concepto de la cancelación de una obligación de venta con destino a la demanda regulada. La cancelación por incumplimiento de una OVEN del MOR con destino al mercado regulado generará una deuda del agente incumplido cuyo monto será igual al monto máximo a garantizar de la OVEN en el momento del incumplimiento. Esta deuda será incluida por el ASIC en el monto facturado del mes correspondiente.

Los recursos recaudados por este concepto, incluyendo los provenientes de la ejecución de las garantías de que tratan los Capítulos III y IV del anexo 1 de la presente resolución, se asignarán a los comercializadores para atender restricciones a prorrata de sus OCOM en el MOR con destino a la demanda regulada.

ART. 46.—Deuda por concepto de la cancelación de una OCOM para atender la demanda no regulada. La cancelación por incumplimiento de una OCOM con destino al mercado no regulado generará una deuda del agente incumplido a favor de sus contrapartes en el MOR, cuyo monto será igual al monto máximo a garantizar de la OCOM en el momento del incumplimiento. Esta deuda será incluida por el ASIC en el monto facturado del mes correspondiente.

Los recursos recaudados por este concepto, incluyendo los provenientes de la ejecución de las garantías de que tratan los capítulos III, IV y V del Anexo I de la presente resolución, se abonarán a la deuda del agente incumplido con sus contrapartes sin menoscabo de las acciones que los agentes acreedores puedan emprender para obtener el resarcimiento de los demás perjuicios causados por el incumplimiento.

PAR.—La cancelación de la deuda no exime al agente incumplido de las acciones legales que puedan tomar contra él los agentes que se vean afectados por el incumplimiento.

CAPÍTULO X

Garantías

ART. 47.—Objetivo. Este capítulo establece las garantías que los agentes participantes en el MOR debe presentar a favor del operador del mercado y entregar a este mismo en las condiciones y términos que establece la regulación.

ART. 48.—Principios. 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 y comercializadores.

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. 49.—Eventos de garantías. Exclusivamente para efectos de respaldar las obligaciones del MOR, se exigirán según sea el caso, las siguientes garantías:

1. Garantía de cumplimiento de vendedor.

2. Garantía de cumplimiento de comprador.

3. Mecanismo de cubrimiento para las transacciones en el mercado de energía mayorista.

4. Garantía de participación en la subasta.

ART. 50.—Garantía de cumplimiento de vendedor. Los generadores con compromiso de venta superiores al límite del compromiso de generación y los comercializadores que adquieran OVEN en el MOR deberán constituir una garantía de acuerdo con las condiciones y términos establecidos en el anexo 1 de esta resolución.

El límite del compromiso de generación se calcula para un agente generador como la suma de las energías con una probabilidad de ser superadas del 10% de cada planta o unidad de generación hidráulica, que se obtiene con el modelo Hidenficc, la Enficc de las pantas térmicas y la Enficc de las plantas menores del agente generador, menos el compromiso de ventas de energía.

El compromiso de ventas de energía de un agente generador se establece para el pe­riodo de compromiso de las obligaciones que se adquieren en una subasta. Es la suma de la máxima energía comprometida en contratos bilaterales registrados a la fecha de evaluación para ser despachados en ese periodo de compromiso más las OVEN ya adquiridas en el MOR para ese mismo período.

ART. 51.—Garantía de cumplimiento de comprador. Los comercializadores que adquieren OCOM en el MOR en la subasta para usuarios no regulados deberán constituir una garantía de acuerdo con las condiciones y términos establecidos en el anexo 1 de esta resolución.

ART. 52.—Garantía de pago. Estas garantías se deben constituir en las condiciones y términos que establece la Resolución CREG 019 de 2006 o las que la modifiquen o sustituyan.

ART. 53.—Garantía de participación en la subasta. Todos los agentes comercializadores y aquellos agentes generadores con ofertas de venta de energía superiores al límite de compromiso de generación que deseen participar en las subastas del MOR, con el objeto de vender energía con destino a la atención de demanda regulada y/o no regulada, deben presentar una garantía que cubra la obligación de entrega de la garantía de cumplimiento de vendedor, en los términos y condiciones definidos en el anexo 1 de esta resolución.

Adicionalmente todos los agentes comercializadores que deseen participar en las subastas del MOR, con el objeto de comprar energía con destino a la atención de demanda no regulada, deben presentar una garantía que cubra la obligación de entrega de la garantía de cumplimiento de comprador, en los términos y condiciones definidos en el anexo 1 de esta resolución.

CAPÍTULO XI

Disposiciones finales

ART. 54.—Transición. El período de transición es el establecido en la Resolución CREG 119 de 2007.

ART. 55.—Normatividad aplicable y vigencia de las obligaciones de venta de energía en el MOR. Cada subasta de las que trata esta resolución se regirá por el reglamento que defina la CREG para la realización de la misma.

La CREG podrá modificar hacia el futuro las normas contenidas en la presente resolución, con arreglo a lo que dispongan las normas superiores.

No obstante, las obligaciones de venta del MOR que se asignen a compradores y vendedores tendrán el periodo de vigencia que esté definido en las normas que rigieron la realización de la subasta, se regirán por las condiciones previstas en esas mismas normas, sin perjuicio de los casos de incumplimiento y de cesión de las obligaciones.

ART. 56.—Modifícase la definición de Bolsa de Energía establecida en el artículo 1º de la Resolución CREG 024 de 1995, la cual quedará así:

“Bolsa de energía. Sistema utilizado en el mercado mayorista para que generadores y comercializadores efectúen transacciones de energía hora a hora determinados por el despacho de generación, adicionales a las establecidas bilateralmente en los contratos garantizados de compra de energía, por cantidades y precios determinados por el juego libre de oferta y demanda, de acuerdo a las reglas comerciales definidas en el reglamento de operación. También hacen parte de la Bolsa de Energía las transacciones de energía que resultan de las subastas del MOR”.

ART. 57.—Modifícase el artículo 7º de la Resolución CREG 024 de 1995, la cual quedará así:

“ART. 7º.—Operaciones en el mercado mayorista. En el mercado mayorista se realizan las siguientes operaciones:

a) Contratos de energía a largo plazo: son aquellos en que generadores y comercializadores pactan libremente las condiciones, cantidades, y precios para la compra y venta de energía eléctrica a largo plazo;

b) Contratos de energía en la bolsa: Son aquellos que se celebran a través del administrador del SIC, para la enajenación hora a hora determinados por el despacho de generación o por las subastas del MOR, y cuyos precios, cantidades, garantías, liquidación y recaudo se determinan por lo establecido en la regulación vigente y por el acuerdo de las partes en las reglas del SIC;

c) Prestación de servicios asociados de generación de energía a la empresa de transmisión nacional para asegurar el cumplimiento de las normas sobre calidad, confiabilidad y seguridad del servicio de electricidad”.

ART. 58.—Modifícase el numeral 1.1 del anexo A de la Resolución CREG 024 de 1995 el cual quedará de la siguiente forma:

“1.1. Procedimientos

Los procesos para la evaluación de las transacciones comerciales en la Bolsa de Energía se realizan a nivel horario y son los siguientes:

• Balance

En este proceso se realiza el cálculo del despacho ideal y de los consumos de energía para la asignación de los contratos de energía con el fin de calcular los excesos o déficits para cada uno de los agentes participantes en los contratos o para los que compran o venden energía directamente a través de la bolsa. La enajenación de energía, en cantidades superiores o inferiores a las asignadas en los contratos de energía a largo plazo, y en el MOR, determina el objeto de los contratos de energía en la bolsa, cuyos precios se fijan según las reglas de la bolsa.

• Asignación de contratos de energía a largo plazo

En este proceso se analizan las condiciones establecidas en los contratos registrados ante el administrador del SIC para cada agente comercializador, para determinar, junto con las operaciones en el MOR, la cantidad de energía total asignable al agente para efectos del proceso de balance. Las diferencias se liquidan respecto al despacho ideal al precio de bolsa.

• Determinación de la disponibilidad comercial

En este proceso para cada unidad o planta de generación se determina su disponibilidad comercial con base en las disponibilidades reales y las características técnicas de los equipos.

• Cálculo del precio en la bolsa de energía

En este proceso se determinan los precios para las diferentes transacciones que se realizan en la bolsa de energía. Los precios horarios de bolsa son iguales al precio de oferta en bolsa de la planta con máximo precio de oferta, en la hora respectiva, más el valor adicional (I) previsto en el anexo A-4 de la Resolución CREG-024 de 1995, modificado por el artículo 8º de la Resolución CREG 051 de 2009 y aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan, correspondiente a los recursos de generación requeridos para cubrir en el despacho ideal: i) la demanda total doméstica, ii) la demanda internacional de despacho económico coordinado y iii) la demanda no doméstica.

Dentro de este proceso las importaciones provenientes de las TIE, serán consideradas como un recurso con precio de oferta igual al precio de oferta del país exportador, en su nodo frontera para exportación, al cual se le deben adicionar los cargos asignados al transporte desde el nodo frontera hasta el STN, si son del caso, el costo equivalente real de energía del cargo por confiabilidad y los cargos propios de los generadores en el mercado colombiano, asignándole además una disponibilidad comercial equivalente a la importación real.

• Cálculo de las desviaciones.

En este proceso se determina la diferencia para cada planta de generación que no participa en la regulación, entre el despacho programado y la generación real. Si esta diferencia excede una tolerancia definida se aplica un criterio de penalización establecido más adelante en este anexo.

• Cálculo de las restricciones de transmisión.

En este proceso se concilian las diferencias entre el despacho real y el despacho ideal que corresponden a las restricciones en el sistema interconectado y se calcula el costo respectivo y su asignación a los agentes en el mercado mayorista”.

ART. 59.—Modifícase el numeral 1.1.2 del anexo A de la Resolución CREG 024 de 1995 el cual quedará de la siguiente forma:

“1.1.2. Proceso de asignación de contratos de energía a largo plazo (ver descripción detallada en el anexo A-3)

Proceso de asignación de contratos de energía a largo plazo (ver descripción detallada en el anexo A-3)

Para cada agente comercializador se asignan horariamente sus contratos registrados ante el administrador del SIC, en el siguiente orden de prioridades:

a) Contratos mercado doméstico.

Primero se asignan los contratos que establezcan obligación de suministro y pago de cantidades fijas de energía firme (pague lo contratado).

Después se asignan los contratos que establezcan obligación de suministro y pago de cantidades fijas de energía firme (pague lo contratado condicional), por orden de mérito a partir del contrato de menor precio unitario por MWh.

Finalmente se asignan los contratos tipo pague lo demandado por orden de mérito a partir del contrato de menor valor.

Un contrato se considera asignado en el mercado doméstico, cuando se requiere de él parcial o totalmente para atender el consumo del comercializador en el mercado doméstico, al ordenarlos por precios unitarios de menor a mayor. Si dentro del proceso de asignación de contratos, existen contratos con igual precio, requeridos para atender el consumo, estos contratos se consideran asignados, en forma total los pague lo contratado y en proporción a la cantidad contratada en los pague lo demandado.

Dentro del proceso de asignación de contratos se pueden presentar las siguientes circunstancias:

• Que los contratos más las compras en el MOR no alcancen para atender el consumo real doméstico más pérdidas de referencia de un comercializador en el mercado doméstico. En este caso la diferencia entre el consumo horario real más las pérdidas de referencia, con los contratos asignados y las compras en el MOR, se liquidan al precio de la Bolsa de Energía para las transacciones domésticas en la hora respectiva.

• Que sus contratos asignados por orden de méritos más las compras en el MOR excedan el consumo real doméstico más las pérdidas de referencia en el mercado doméstico. En este caso el excedente se remunera al comercializador al precio de la Bolsa de Energía para las transacciones domésticas en la hora respectiva.

El cálculo para cada generador se realiza al sumar las cantidades de los contratos respectivos que se hayan asignado a los comercializadores y a otros generadores en el mercado doméstico más las ventas de energía en el MOR.

• Si la sumatoria de las cantidades de energía de los contratos asignados con destino al mercado doméstico más las ventas de energía en el MOR, excede la sumatoria de la generación en el despacho ideal de todas las unidades del generador para atender demanda comercial doméstica en la hora respectiva, dicho generador paga ese faltante al precio en la Bolsa de Energía para las transacciones domésticas en la hora correspondiente.

En caso contrario, el generador recibe por la generación adicional, que cubra demanda comercial doméstica, a la cantidad asignada en sus contratos más las ventas de energía en el MOR en el mercado doméstico, una remuneración correspondiente al producto de la cantidad adicional por el precio en la Bolsa de Energía para las transacciones domésticas en la hora respectiva.

Con el sistema de transmisión nacional se evalúa horariamente la diferencia entre las pérdidas de referencia que establezca la CREG y las pérdidas reales totales. Los transportadores reciben o pagan a la Bolsa la diferencia entre las pérdidas asociadas a la demanda doméstica, al precio en la bolsa para las transacciones domésticas en la hora respectiva.

También en este proceso, se calculan los pagos para los generadores no despachados centralmente que son agentes del mercado mayorista registrados como generadores, ocasionados por las transferencias de energía de estos agentes, referidos a 220 kV en las fronteras del sistema de transmisión nacional, los cuales se liquidan al precio en la Bolsa de Energía para las transacciones domésticas en la hora correspondiente.

Una vez terminado el proceso de asignación de contratos del mercado doméstico y cubierta la demanda comercial doméstica, se procede a la asignación de contratos con destino al mercado internacional, con la generación no requerida por la demanda comercial doméstica en el despacho ideal.

b) Contratos mercado internacional.

• Primero se asignan los contratos que establezcan obligación de suministro y pago de cantidades fijas de energía firme (pague lo contratado).

• Después se asignan los contratos que establezcan obligación de suministro y pago de cantidades fijas de energía firme (pague lo contratado condicional), por orden de mérito a partir del contrato de menor precio unitario por MWh.

• Finalmente se asignan los contratos tipo pague lo demandado por orden de mérito a partir del contrato de menor valor.

Un contrato se considera asignado en el mercado internacional, cuando se requiere de él parcial o totalmente para atender el consumo del comercializador en el mercado internacional, al ordenarlos por precios unitarios de menor a mayor. Si dentro del proceso de asignación de contratos, existen contratos con igual precio, requeridos para atender el consumo, estos contratos se consideran asignados, en forma total los pague lo contratado y en proporción a la cantidad contratada en los pague lo demandado.

Dentro del proceso de asignación de contratos se pueden presentar las siguientes circunstancias:

• Que los contratos no alcancen para atender el consumo real internacional más las pérdidas de referencia de un comercializador en el mercado internacional. En este caso la diferencia entre el consumo horario real más las pérdidas de referencia, con los contratos asignados, se liquidan al precio de la Bolsa de Energía para las transacciones internacio­nales (exportaciones) en la hora respectiva.

• Que sus contratos asignados por orden de méritos excedan la demanda real interna­cional más las pérdidas de referencia en el mercado internacional. En este caso el excedente se remunera al comercializador al precio de la Bolsa de Energía para las transacciones internacionales (exportaciones) en la hora respectiva.

El cálculo para cada generador se realiza al sumar las cantidades de los contratos respectivos que se hayan asignado a los comercializadores y a otros generadores en el mercado internacional.

Si la sumatoria de las cantidades de energía de los contratos asignados con destino al mercado internacional (exportaciones), excede la sumatoria de la generación en el despacho ideal de todas las unidades del generador para atender la demanda comercial internacional en la hora respectiva, dicho generador paga ese faltante al precio en la Bolsa de Energía para las transacciones internacionales (exportaciones) en la hora correspondiente.

En caso contrario, el generador recibe por la generación adicional a la cantidad asig­nada en sus contratos en el mercado internacional, una remuneración correspondiente al producto de la cantidad adicional por el precio en la Bolsa de Energía para las transacciones internacionales (exportaciones) en la hora respectiva.

Con el Sistema de Transmisión Nacional se evalúa horariamente la diferencia entre las pérdidas de referencia que establezca la CREG y las pérdidas reales totales. Los transpor­tadores reciben o pagan a la Bolsa de Energía la diferencia entre las pérdidas asociadas a la demanda internacional, al precio en la Bolsa de Energía para las transacciones inter­nacionales (exportaciones) en la hora respectiva”.

ART. 60.—Modifícase el anexo A-3 de la Resolución CREG 024 de 1995 el cual quedará de la siguiente forma:

“Función: liquidación de transacciones, SICLIQU

Esta función tiene por objeto lo siguiente:

• Asignar los contratos de energía a largo plazo entre los generadores y comercializadores registrados ante el administrador del SIC, de acuerdo con las condiciones de la demanda comercial (demanda real afectada con pérdidas internas y pérdidas del STN).

• Determinar los pagos en la bolsa correspondientes a las compraventas de energía de los comercializadores cuando se presentan diferencias entre sus contratos de energía a largo plazo más sus operaciones en el MOR con relación a la demanda real.

• Calcular los pagos o recibos de dinero para los miembros que representan las interconexiones internacionales, debido a las transferencias de energía que se presentan a través de los enlaces internacionales de interconexión.

• Determinar los pagos a efectuar a los generadores registrados ante el administrador del SIC que no están despachados centralmente, por concepto de energía generada y no contratada.

• Determinar los pagos y cobros a los generadores por concepto de desviaciones del programa y por las compras o ventas a la bolsa de energía.

Definiciones

Pague lo contratado: Tipo de contrato en el que el comercializador se compromete a pagar toda la energía contratada, independiente de que esta sea consumida o no. Si el consumo es mayor que la energía contratada, la diferencia se paga al precio de la bolsa correspondiente, según se trate de transacciones domésticas o internacionales. Si el consumo es menor que la energía contratada, este excedente se le paga al comercializador al precio de la bolsa correspondiente, según se trate de transacciones domésticas o internacionales.

• Pague lo contratado-condicional: Tipo de contrato, que en caso de ser despachado, tiene el tratamiento que se le da a un contrato tipo ‘pague lo contratado’. Este contrato solo se despacha sí, con base en el precio (orden de méritos), se requiere total o parcialmente para atender la demanda del comercializador, si el consumo es menor que la energía con­tratada, este excedente se le paga al comercializador al precio de la bolsa correspondiente, según se trate de transacciones domésticas o internacionales.

• Pague lo demandado: Tipo de contrato en el que el agente comprador solamente paga (a precio de contrato) su consumo, siempre y cuando este sea inferior o igual a la cantidad de energía contratada (tope máximo). Si el consumo es superior, la diferencia se liquida al precio de la Bolsa correspondiente, según se trate de transacciones domésticas o internacionales.

• Demanda comercial doméstica o nacional: Corresponde al valor de la demanda doméstica total del comercializador, afectada con las pérdidas en las redes de transmisión regional o de distribución local y las pérdidas del STN.

• Demanda comercial internacional: Corresponde al valor de la demanda internacional total del comercializador, afectada con las pérdidas en las redes de transmisión regional o de distribución local y las pérdidas del STN.

Para la demanda comercial doméstica de cada comercializador, independiente de los tipos de contrato de energía a largo plazo que haya suscrito y en cada periodo tarifario se realiza el siguiente proceso:

• Se toma como base su demanda comercial doméstica calculada.

• Se ordenan todos sus contratos con destino a cubrir su demanda comercial doméstica en la siguiente forma: primero se ubican todos los contratos del tipo “pague lo contratado”, después se ordenan por mérito de precio todos los contratos del tipo “pague lo contratado condicional”, a continuación se ubican también en orden ascendente de precios los contratos del tipo “pague lo demandado”.

• Se determinan los contratos necesarios para satisfacer la demanda comercial doméstica del comercializador, en el orden descrito anteriormente.

• Si la suma de todos los contratos del comercializador es menor o igual a su demanda comercial doméstica, entonces todos los contratos se consideran asignados.

• Si los contratos más las compras en el MOR no cubren su demanda comercial doméstica, el comercializador paga la diferencia al precio de la bolsa para transacciones domésticas en la hora respectiva.

• Si hay contratos del tipo “Pague lo contratado condicional” que, de acuerdo con el ordenamiento inicial, no fueron requeridos para atender la demanda comercial doméstica del comercializador, estos no se consideran despachados.

• Los contratos tipo “Pague lo contratado” siempre se consideran asignados y si la suma de estos supera la demanda comercial doméstica del comercializador, este último recibe un pago por la diferencia liquidada al precio de la bolsa para transacciones do­mésticas en la hora respectiva.

• Si hay uno o más contratos tipo “Pague lo demandado” del mismo precio que conlleven a superar la demanda comercial doméstica del comercializador, entonces se determina la porción de cada contrato asignada en forma proporcional a las magnitudes de los contratos.

Para la demanda comercial internacional de cada comercializador, independiente de los tipos de contrato de energía a largo plazo que haya suscrito y en cada periodo tarifario se realiza el siguiente proceso:

• Se toma como base su demanda comercial internacional calculada.

• Se ordenan todos sus contratos con destino a cubrir su demanda comercial internacional en la siguiente forma: primero se ubican todos los contratos del tipo “pague lo contratado”, después se ordenan por mérito de precio todos los contratos del tipo “pague lo contratado condicional”, a continuación se ubican también en orden ascendente de precios los contratos del tipo “pague lo demandado”.

• Se determinan los contratos necesarios para satisfacer la demanda comercial inter­nacional del comercializador, en el orden descrito anteriormente.

• Si la suma de todos los contratos del comercializador es menor o igual a su demanda comercial internacional, entonces todos los contratos se consideran asignados.

• Si los contratos no cubren su demanda comercial internacional, el comercializador paga la diferencia al precio de la Bolsa para transacciones internacionales (exportaciones) en la hora respectiva.

• Si hay contratos del tipo “pague lo contratado condicional” que, de acuerdo con el ordenamiento inicial, no fueron requeridos para atender la demanda comercial internacional del comercializador, estos no se consideran despachados.

• Los contratos tipo “pague lo contratado” siempre se consideran asignados y si la suma de estos supera la demanda comercial internacional del comercializador, este último recibe un pago por la diferencia liquidada al precio de la bolsa para transacciones inter­nacionales (exportaciones) en la hora respectiva.

• Si hay uno o más contratos tipo “pague lo demandado” del mismo precio que conlleven a superar la demanda comercial internacional del comercializador, entonces se determina la porción de cada contrato asignada en forma proporcional a las magnitudes de los contratos.

Para los generadores que aparezcan en el despacho ideal cubriendo demanda nacional y para cada periodo de liquidación, los contratos asignables a la demanda comercial do­méstica y las compras o ventas a la bolsa que se efectúen por este concepto se determinan en la siguiente forma:

• Con base en la programación SIC (despacho ideal), se determina el despacho ideal de cada generador (sumatoria de sus unidades) para atender demanda nacional.

• Se compara el despacho ideal de cada generador con el total de sus contratos despachados (asignados) más sus ventas en el MOR para atender demanda nacional.

• Si el volumen total de los contratos más las ventas en el MOR es mayor que la generación total ideal para el generador en el mercado doméstico, este es responsable de pagar esta diferencia al precio de la bolsa para transacciones domésticas en la hora respectiva.

• Si el volumen total de los contratos más las ventas en el MOR es menor que la ge­neración ideal para el generador en el mercado doméstico, este recibirá un pago corres­pondiente a la diferencia, liquidada al precio de la Bolsa para transacciones domésticas en la hora respectiva.

Para los generadores que aparezcan en el despacho ideal cubriendo demanda internacional y para cada periodo de liquidación, los contratos asignables a la demanda comercial internacional y las compras o ventas a la bolsa que se efectúen por este concepto se determinan en la siguiente forma:

• Con base en la programación SIC (despacho ideal), se determina el despacho ideal de cada generador (sumatoria de sus unidades) para atender demanda internacional.

• Se compara el despacho ideal de cada generador con el total de sus contratos despa­chados (asignados) para atender demanda internacional.

• Si el volumen total de los contratos es mayor que la generación total ideal para el generador en el mercado internacional, este es responsable de pagar esta diferencia al precio de la bolsa para transacciones internacionales en la hora respectiva.

• Si el volumen total de los contratos es menor que la generación ideal para el generador en el mercado internacional, este recibirá un pago correspondiente a la diferencia, liquidada al precio de la bolsa para transacciones internacionales en la hora respectiva.

Los generadores no despachados centralmente y registrados ante el SIC no se consi­deran para propósitos de fijar precios en la Bolsa de Energía; sin embargo, la parte de su generación inyectada al sistema (no contratada) debe ser pagada al precio en la bolsa para transacciones domésticas en la hora respectiva.

Los consumos de los generadores y en general la energía que aparece como demanda de los mismos, se liquida al precio en la Bolsa de Energía correspondiente según el tipo de transacción (doméstica o internacional)”.

Artículo 61. Modifícase el artículo 3º del Anexo de la Resolución CREG 019 de 2006 quedará así:

“ART. 3º—Criterios aplicables a las garantías. Las garantías reguladas en la presente resolución deberán cumplir con los siguientes criterios:

a) Cuando se trate de garantías otorgadas por una entidad financiera domiciliada en Colombia, esta deberá acreditar una calificación de riesgo crediticio de carácter nacional de la deuda de largo plazo de grado de inversión, por parte de una agencia calificadora de riesgos vigilada por la Superintendencia Financiera de Colombia;

b) Cuando se trate de garantías otorgadas por una entidad financiera del exterior, esta deberá estar incluida en el listado de entidades financieras del exterior contenido en el anexo Nº 1 de la Circular Reglamentaria Externa DCIN-83 de 2003 del Banco de la República o en las normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan y acreditar una calificación de deuda de largo plazo de A- otorgada por Standard & Poor’s Corporation, Moody’s Investor’s Services Inc. o Fitch Ratings;

c) La entidad financiera otorgante deberá pagar al primer requerimiento del beneficiario;

d) La entidad financiera otorgante deberá pagar dentro de los dos (2) días hábiles siguientes a la fecha en que se realice el primer requerimiento siempre que se trate de una entidad financiera domiciliada en Colombia, o dentro de los quince (15) días calendario siguientes a la fecha en que se realice el primer requerimiento, siempre que se trate de una entidad financiera del exterior;

e) El valor pagado por la entidad financiera otorgante deberá ser igual al valor total de la cobertura conforme con lo indicado en el presente reglamento. Por tanto, el valor pagado debe ser neto, libre de cualquier tipo de deducción, depósito, comisión, encaje, impuesto, tasa, contribución, afectación o retención por parte de la entidad financiera otorgante y/o de las autoridades cambiarias, tributarias o de cualquier otra índole que pueda afectar el valor del desembolso de la garantía;

f) Que la entidad financiera otorgante de la garantía renuncie a requerimientos judiciales, extrajudiciales o de cualquier otro tipo, para el pago de la obligación garantizada, tanto en Colombia como en el exterior;

g) Cuando se trate de garantías expedidas por entidades financieras domiciliadas en Colombia, el valor de la garantía constituida deberá estar calculado en moneda nacional o en dólares de los Estados Unidos de América y ser exigible de acuerdo con la ley colombiana;

h) Cuando se trate de garantías expedidas por entidades financieras del exterior, el valor de la garantía constituida deberá estar calculado en dólares de los Estados Unidos de América, y ser exigible de acuerdo con las Normas RRUU 600 de la Cámara de Comercio Internacional, CCI, (ICC Uniform Customs and Practice for Documentary Credits UCP 600) o aquellas normas que las modifiquen, adicionan o sustituyan y con las Normas del Estado de Nueva York de los Estados Unidos de América. Cualquier disputa que pueda surgir en relación con la garantía entre el beneficiario y el otorgante, será resuelta definitivamente bajo las reglas de conciliación y arbitraje de la CCI, por uno o más árbitros designados, de acuerdo con las mencionadas reglas. En todo caso, uno de los árbitros será de nacionalidad colombiana.

PAR. 1º—Para efectos de demostrar el cumplimiento de los criterios a y b del presente artículo, los agentes deberán acreditar al administrador del sistema de intercambios comerciales, ASIC, al momento de presentación, ajuste o reposición de las garantías, que la entidad financiera otorgante satisface los requerimientos indicados en estos criterios.

PAR. 2º—Los Agentes deberán informar al administrador del sistema de inter­cambios comerciales, ASIC, cualquier modificación en la calificación de que tratan los numerales a) y b) del presente artículo, así como también toda circunstancia que afecte o pueda llegar a afectar en cualquier forma la garantía o la efectividad de la misma. Dicha información deberá ser comunicada a más tardar quince (15) días hábiles después de ocurrido el hecho”.

ART. 62.—Modifícase el artículo 4º del Anexo de la Resolución CREG 019 de 2006 quedará así:

“ART. 4º—Garantías y mecanismos alternativos admisibles. Los agentes del mercado de energía mayorista y las personas jurídicas interesadas, deberán garantizar el cumplimiento de las obligaciones señaladas en el presente reglamento, acorde con las disposiciones contenidas en el mismo y mediante uno o varios de los siguientes instrumentos:

1. Instrumentos admisibles para garantías nacionales:

i) Garantía bancaria: Instrumento mediante el cual una institución financiera debidamente autorizada por la Superintendencia Financiera, garantiza de forma incondicional e irrevocable el pago de las obligaciones indicadas en el presente reglamento. La garantía será pagadera a la vista y contra el primer requerimiento escrito en el cual XM S.A. ESP, en calidad de ASIC, informe que el agente no ha dado cumplimiento a las obligaciones objeto de la garantía. La forma y perfeccionamiento de esta garantía se regirá por las normas del Código de Comercio que regulan la materia y por las demás disposiciones aplicables.

ii) Aval bancario: Instrumento mediante el cual una institución financiera debidamente autorizada por la Superintendencia Financiera, interviene como avalista respecto de un título valor, para garantizar el pago de las obligaciones indicadas en el presente reglamento. La forma y perfeccionamiento de esta garantía se regirá por las normas del Código de Comercio que regulan la materia y por las demás disposiciones aplicables.

iii) Carta de crédito stand by: Crédito documental e irrevocable, mediante el cual una institución financiera debidamente autorizada por la Superintendencia Financiera, se compromete directamente o por intermedio de un banco corresponsal, al pago de las obligaciones indicadas en el presente reglamento, contra la previa presentación de la Carta de crédito stand by. La forma y perfeccionamiento de esta se regirán por las normas del Código de Comercio que regulan la materia y por las demás disposiciones aplicables.

2. Instrumentos admisibles para garantías internacionales:

Carta de crédito stand by: Crédito documental e irrevocable mediante el cual una institución financiera se compromete directamente o por intermedio de un banco corresponsal, al pago de las obligaciones indicadas en el presente reglamento, contra la previa presentación de la carta de crédito stand by.

PAR. 1º—No obstante lo anterior, el administrador del sistema de intercambios comerciales, ASIC, podrá presentar a consideración de la CREG nuevas modalidades de garantías o mecanismos alternativos que surjan en el mercado y que cumplan con lo establecido en el artículo 2º del presente reglamento.

PAR. 2º—Los agentes podrán combinar una o varias clases de garantías y de mecanismos alternativos para cubrir sus obligaciones en el mercado de energía mayorista. Los prepagos semanales no se podrán combinar con garantías, cesión de derechos de crédito o prepagos mensuales.

ART. 63.—Se deroga el artículo 6º del anexo de la Resolución CREG 019 de 2006.

ART. 64.—Modifíquese el artículo 5º del anexo de la Resolución CREG 019 de 2006 quedará así:

“ART. 11.—Mecanismo de ajuste semanal para las garantías y los mecanismos alternativos. Semanalmente se ajustarán las garantías y los mecanismos alternativos calculados para cada agente participante del mercado. Para ello, el ASIC calculará y publicará cada viernes el ajuste semanal con base en la segunda liquidación diaria de todos los días de la semana anterior a la fecha de cálculo. La semana a considerar será la semana ya liquidada, comprendida entre el sábado y el viernes anterior al cálculo. Los Ajustes semanales requeridos se deben presentar por parte de los agentes a más tardar el martes de la semana siguiente a su publicación.

PAR. 1º—Para el cálculo de los ajustes semanales el ASIC tendrá en cuenta el valor semanal pagado por el agente para efectos de cubrir las transacciones internacionales de electricidad de corto plazo.

PAR. 2º—Para el cálculo de los ajustes semanales de garantías denominadas en dólares de los Estados Unidos de América, el ASIC utilizará la tasa representativa del mercado vigente en la fecha de cálculo definido en el presente artículo.

ART. 65.—Modifíquese el literal B del anexo “procedimiento de cálculo de garantías financieras y mecanismos alternativos para cubrir transacciones en el mercado de energía mayorista” de la Resolución CREG 019 de 2006 quedará así:

“B. Valores a cubrir

El total a cubrir se determinará como la sumatoria de los valores que resulten para cada uno de los siguientes conceptos, relacionados con las transacciones en el mercado de energía mayorista administrados por el ASIC y por el LAC:

Garantía, cesión o prepago total = VOTB + S + FAZNI + STN

Donde:

VOTB = Max (0, (VEB + REST - VREC + CREC - SAGC + RCAGC - VDESV + CDESV + CSRPF - VSRPF + VR - VD - VDOEF + CDOEF))

VEB: Valor de la Energía en Bolsa ($), calculada como el balance descrito por la siguiente fórmula:

VEB = (VCONT - CCONT + VMOR - CMOR – GENIDEAL + DDACIAL) * Min (PB, PE) + (CMOR*PCMOR - VMOR *PVMOR)

Donde:

CCONT: Compras en Contratos, en kWh, vigentes para el mes a cubrir o para la semana a prepagar. Para el cálculo se utilizará la información de las variables del mercado del último mes liquidado.

VCONT: Ventas en Contratos, en kWh, vigentes para el mes a cubrir o para la semana a prepagar, que sean susceptibles de ser despachados. Para el cálculo se utilizará la información de las variables del mercado del último mes liquidado.

Se entiende por contratos susceptibles de ser despachados aquellos que se encuentran registrados ante el ASIC y que pueden resultar despachados ante cualquier valor de las variables del mercado o de las variables pactadas entre las partes contratantes. Se incluyen, entre otros, a aquellos contratos que son registrados ante el ASIC con condiciones suspensivas, aun cuando tales condiciones no se hayan dado en la fecha en que se realiza el cálculo o actualización de los montos a cubrir. Para todos los contratos que cumplan las anteriores condiciones, debe suponer el ASIC que las mismas se dan y en ese sentido, queda aplicado el criterio de susceptibilidad de despacho.

Genideal: Promedio mensual o semanal, según el caso, de la generación ideal del agente, en kWh, de los últimos tres meses facturados.

DDACIAL: Demanda comercial mensual o semanal, según el caso, en kWh, calculada con las curvas típicas de demanda para cada submercado o frontera comercial obtenidas de acuerdo con la metodología vigente en la fecha de cálculo. Alternativamente, se podrá utilizar la información histórica disponible en el ASIC.

CMOR: Cantidad de energía comprada a través del mercado organizado para el mes a cubrir o para la semana a prepagar.

PCMOR: Precio de compra en el MOR en cada subasta.

VMOR: Cantidad de energía vendida a través del mercado organizado para el mes a cubrir o para la semana a prepagar.

PVMOR: Precio de Venta en el MOR en cada subasta.

PB: Precio promedio ponderado de bolsa de la demanda total, en $/kWh, del último mes facturado.

PE: Precio de escasez, en $/kWh, del último mes facturado.

REST: Restricciones, en pesos, correspondiente al promedio mensual o semanal, según el caso, de los tres últimos meses facturados, incluyendo la asignación de las rentas de congestión.

CREC: Compras por reconciliación, en pesos, correspondiente al promedio mensual o semanal, según el caso, de los tres últimos meses facturados.

VREC: Ventas reconciliación, en pesos, correspondiente al promedio mensual o semanal, según el caso, de los tres últimos meses facturados.

SAGC: Valor del servicio de AGC, en pesos, correspondiente al promedio mensual o semanal, según el caso, de los tres últimos meses facturados.

RCAGC: Valor de la responsabilidad comercial por la prestación del servicio de AGC, en pesos, correspondiente al promedio mensual o semanal, según el caso, de los tres últimos meses facturados.

VDESV: Ventas por desviaciones, en pesos, correspondiente al promedio mensual o semanal, según el caso, de los tres últimos meses facturados.

CDESV: Compras desviaciones, en pesos, correspondiente al promedio mensual o semanal, según el caso, de los tres últimos meses facturados.

CSRPF: Compras regulación primaria de frecuencia, en pesos, correspondiente al promedio mensual o semanal, según el caso, de los tres últimos meses facturados.

VSRPF: Ventas regulación primaria de frecuencia, en pesos, correspondiente al promedio mensual o semanal, según el caso, de los tres últimos meses facturados.

VR: Valor a recaudar por cargo por confiabilidad, en pesos, calculado como sigue:

VR = (CEE último conocido * GENREAL)

Donde:

CEE último conocido: costo equivalente en energía, en $/kWh. Se tomará el último valor conocido a la fecha de cálculo.

GENREAL: Generación real, en kWh, correspondiente al promedio mensual o semanal, según el caso, de los tres últimos meses facturados.

Las plantas menores sólo presentarán garantías o mecanismos alternativos por este concepto sobre las ventas de energía en la bolsa.

VD: Valor a distribuir por cargo por confiabilidad, en pesos, calculado como sigue:

Donde:

EA: Obligación de energía firme respaldada por cada planta o unidad de ge­neración del agente durante el período de vigencia que contiene el mes a garantizar.

PCC: Precio promedio ponderado del cargo por confiabilidad del mes a garantizar, de la planta o unidad de generación del agente, en caso de que el ASIC no disponga de la información necesaria para su cálculo, se tomará el precio promedio ponderado del cargo por confiabilidad del último mes facturado.

K: Constante que será 1 para garantías, cesión de derechos de crédito y prepagos mensuales y 7/30 para prepagos semanales.

VDOEF: Corresponde al valor en pesos a recibir por las desviaciones de las obligaciones de energía firme, cuando el precio de bolsa supera el precio de escasez, calculado acorde con lo establecido en el anexo 7 de la Resolución CREG 071 de 2006 y demás normas que la modifiquen, complementen o sustituyan.

Esta variable se asignará a los generadores para los cuales la desviación diaria de la obligación de energía firme es mayor que cero (0) y será tenida en cuenta solamente para el cálculo de los ajustes de las garantías y mecanismos alternativos.

CDOEF: Corresponde al valor en pesos a pagar por las desviaciones de las obligaciones de energía firme, cuando el precio de bolsa supera el precio de escasez, calculado acorde con lo establecido en el anexo 7 de la Resolución CREG 071 de 2006 y demás normas que la modifiquen, complementen o sustituyan.

Esta variable se asignará a los agentes con compras en bolsa, cuando la energía firme es inferior a la demanda doméstica, y a los generadores para los cuales la desviación diaria de la obligación de energía firme es menor que cero (0) y será tenida en cuenta solamente para el cálculo de los ajustes de las garantías y mecanismos alternativos.

S: Remuneración que perciben el centro nacional de despacho (CND) y el administrador del SIC (ASIC).

CND: Servicios por CND * K

K: Constante que será 1 para garantías, cesión de derechos de crédito y prepagos mensuales y 7/30 para prepagos semanales.

Se toma el último valor facturado por servicios del CND.

La distribución de este cargo se realizará acorde con lo establecido en la Resolución CREG 124 de 2005 o aquellas que la modifiquen, sustituyan o complementen considerando la mejor información disponible en el ASIC.

ASIC: Servicios por ASIC * K

K: Constante que será 1 para garantías, cesión de derechos de crédito y prepagos mensuales y 7/30 para prepagos semanales.

Se toma el último valor facturado por servicios del ASIC.

La distribución de este cargo se realizará acorde con lo establecido en la Resolución CREG 124 de 2005 o aquellas que la modifiquen, sustituyan o complementen, considerando la mejor información disponible en el ASIC

FAZNI: Pago por concepto de fondo de apoyo financiero para las zonas no interconectadas que corresponde al promedio mensual o semanal, según el caso, de los tres últimos meses facturados.

Si el ASIC no dispone de información histórica completa de los últimos tres meses para un Agente determinado, pero dispone de información histórica para más de quince (15) días, para el cálculo de las variables Genideal, Genreal, REST, CREC, VREC, SAGC, RCAGC, VDESV, CDESV, CSRPF y VSRPF usará el promedio de los días calendario de los que dispone de información para el agente.

Si el ASIC dispone de información histórica para menos de quince (15) días, el cálculo de las variables Genideal, Genreal, CREC, VREC, SAGC, RCAGC, CDESV, CSRPF y VSRPF, se realizará de la siguiente forma:

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Donde:

Vble m,i: Variable m que se está calculando para el Agente i, considerando como variables GENIDEAL, GENREAL, CREC, VREC, SAGC, RCAGC, CDESV, CSRPF y VSRPF.

Vble m,S: Variable m para el sistema en los últimos tres (3) meses facturados.

N: Número de días del trimestre considerado.

n: Número de días de operación comercial que se prevén para el agente en el mes o semana, según el caso, para el período que se calculan los montos a cubrir.

Cef S: Capacidad efectiva de los recursos de generación despachados centralmente, tomada para el primer día calendario del mes en que se calculan los montos a cubrir.

Cef i: Capacidad efectiva de los recursos de generación del agente para el que se están calculando los montos a cubrir que estará disponible para el mes a cubrir.

Si el ASIC dispone de información histórica para menos de quince (15) días, el cálculo de las variables REST y VDESV se realizará de la siguiente forma:

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Donde:

Vble m,i: Variable m que se está calculando para el Agente i, considerando como variables REST y VDESV.

Vble m,S: Variable m para el sistema en los últimos tres (3) meses facturados.

Dr S: Demanda real del sistema para el trimestre considerado.

Dr i: Demanda real del Agente estimada acorde con lo establecido en este pro­cedimiento.

Para el caso de los cargos por uso del sistema interconectado nacional, se aplicarán los siguientes conceptos:

STN: Cargos por uso del sistema de transmisión nacional * K

K: Constante que será 1 para Garantías, cesión de derechos de crédito y prepagos mensuales y 7/30 para prepagos semanales.

Se parte del cargo utilizado en el último mes facturado y se aplica para el mes a cubrir o para la semana a prepagar. Se toma el cargo sin incluir las compensaciones de los transportadores.

Para calcular el valor a cubrir por los comercializadores se utiliza la demanda estimada del agente, separada por períodos de carga máxima, media y mínima. Esta demanda se multiplica por el cargo respectivo para cada período de carga. Para nuevos comercializadores se utilizará la curva típica proporcionada por el agente para cada período de carga”.

ART. 66.—Modificar el artículo 3º de la Resolución CREG 086 de 1996, el cual quedará así:

“ART. 3º.—Opciones de las plantas menores. Las personas naturales o jurídicas propietarias u operadores de plantas menores tienen las siguientes opciones para comercializar la energía que generan dichas plantas:

Plantas menores con capacidad efectiva menor de 10 MW

Estas plantas no tendrán acceso al despacho central y por lo tanto no participarán en el mercado mayorista de electricidad. La energía generada por dichas plantas puede ser comercializada, teniendo en cuenta los siguientes lineamientos:

1. La energía generada por una planta menor puede ser vendida a una comercializadora que atiende mercado regulado, directamente sin convocatoria pública, siempre y cuando no exista vinculación económica entre el comprador y el vendedor. En este caso, el precio de venta será única y exclusivamente el precio en la Bolsa Energía en cada una de las horas correspondientes, menos un peso moneda legal ($ 1.00) por kWh indexado conforme a lo establecido en la Resolución CREG-005 de 2001.

2. La energía generada por una Planta Menor puede ser ofrecida en el mercado organizado MOR.

3. La energía generada por una Planta Menor puede ser vendida, a precios pactados libremente, a los siguientes agentes: generadores, o comercializadores que destinen dicha energía a la atención exclusiva de usuarios no regulados.

Plantas menores con capacidad efectiva mayor o igual a 10 MW y menor de 20 MW.

Estas plantas podrán optar por acceder al despacho central, en cuyo caso participarán en el mercado mayorista de electricidad. De tomar esta opción, deberán cumplir con la reglamentación vigente.

En caso de que estas plantas menores no se sometan al despacho central, la energía generada por dichas plantas puede ser comercializada, así:

1. La energía generada por una planta menor puede ser vendida a una comercializadora que atiende mercado regulado, directamente sin convocatoria pública, siempre y cuando no exista vinculación económica entre el comprador y el vendedor. En este caso, el precio de venta será única y exclusivamente el precio en la Bolsa de Energía en cada una de las horas correspondientes, menos un peso moneda legal ($ 1.00) por kWh indexado conforme a lo establecido en la Resolución CREG-005 de 2001.

2. La energía generada por una Planta Menor puede ser ofrecida en el mercado organizado MOR.

3. La energía generada por una planta menor puede ser vendida, a precios pactados libremente, a los siguientes agentes: generadores, o comercializadores que destinen dicha energía a la atención exclusiva de usuarios no regulados”.

ARTÍ. 67.—Vigencia. La presente resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial y deroga las disposiciones que le sean contrarias.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D.C., a 7 de julio de 2011.

El Presidente,

Tomás González Estrada,

Viceministro de Minas y Energía, delegado del Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

Javier Augusto Díaz Velasco.

Anexo 1

Reglamento de garantías para el mercado organizado, mor

CAPÍTULO I

Disposiciones generales

ART. 1º—Objeto. Mediante el presente reglamento se adoptan las normas sobre garantías asociadas a las obligaciones de compra o venta de energía en el mercado organizado, MOR, que hace parte de la Bolsa de Energía.

ART. 2º—Principios generales. Las garantías para el cumplimiento de las obligaciones asociadas al mercado organizado regulado deberán cumplir los principios definidos en el artículo 48 de esta resolución.

CAPÍTULO II

Garantías

ART. 3º—Criterios aplicables a las garantías. Las garantías reguladas en la presente resolución deberán cumplir con los siguientes criterios:

a) Cuando se trate de garantías otorgadas por una entidad financiera domiciliada en Colombia, se deberá acreditar una calificación de riesgo crediticio de carácter nacional de la deuda de largo plazo de grado de inversión, por parte de una agencia calificadora de riesgos vigilada por la Superintendencia Financiera de Colombia;

b) Cuando se trate de garantías otorgadas por una entidad financiera del exterior, esta deberá estar incluida en el listado de entidades financieras del exterior contenido en el anexo 1 de la Circular Reglamentaria Externa DCIN-83 de 2003 del Banco de la República o en las normas que lo modifiquen, adicionen o sustituyan y acreditar una calificación de deuda de largo plazo de A- otorgada por Standard & Poor’s Corporation, Moody’s Investor’s Services Inc. o Fitch Ratings;

c) La entidad financiera otorgante deberá pagar al primer requerimiento del beneficiario;

d) La entidad financiera otorgante deberá pagar dentro de los dos (2) días hábiles si­guientes a la fecha en que se realice el primer requerimiento siempre que se trate de una entidad financiera domiciliada en Colombia, o dentro de los quince (15) días calendario siguientes a la fecha en que se realice el primer requerimiento, siempre que se trate de una entidad financiera del exterior;

e) El valor pagado por la entidad financiera otorgante deberá ser igual al valor total de la cobertura conforme con lo indicado en el presente reglamento;

f) Por tanto, el valor pagado debe ser neto, libre de cualquier tipo de deducción, depósito, comisión, encaje, impuesto, tasa, contribución, afectación o retención por parte de la entidad financiera otorgante y/o de las autoridades cambiarias, tributarias o de cualquier otra índole que pueda afectar el valor del desembolso de la garantía;

g) Que la entidad financiera otorgante de la garantía renuncie a requerimientos judiciales, extrajudiciales o de cualquier otro tipo, para el pago de la obligación garantizada, tanto en Colombia como en el exterior;

h) Cuando se trate de garantías expedidas por entidades financieras domiciliadas en Colombia, el valor de la garantía constituida deberá estar calculado en moneda nacional o en dólares de los Estados Unidos de América y ser exigible de acuerdo con la normatividad colombiana;

i) Cuando se trate de garantías expedidas por entidades financieras del exterior, el valor de la garantía constituida deberá estar calculado en dólares de los Estados Unidos de América, y ser exigible de acuerdo con las normas RRUU 600 de la Cámara de Comercio Internacional, CCI, (ICC Uniform Customs and Practice for Documentary Credits UCP 600) o aquellas normas que las modifiquen, adicionan o sustituyan y con las normas del Estado de Nueva York de los Estados Unidos de América. Cualquier disputa que pueda surgir en relación con la garantía entre el beneficiario y el otorgante, será resuelta definitivamente bajo las reglas de conciliación y arbitraje de la CCI, por uno o más árbitros designados, de acuerdo con las mencionadas reglas. En todo caso, uno de los árbitros será de nacionalidad colombiana.

PAR. 1º—Para efectos de demostrar el cumplimiento de los criterios a y b del presente artículo, los agentes comercializadores y generadores deberán acreditar ante el administrador del sistema de intercambios comerciales, ASIC, al momento de presentación, ajuste o reposición de las garantías, que la entidad financiera otorgante satisface los requerimientos indicados en estos criterios. Para las garantías con vigencia superior a un (1) año, la calificación de riesgo deberá ser actualizada semestralmente, a partir de su presentación, por los agentes del mercado de energía mayorista que estén obligados a presentar las respectivas garantías.

PAR. 2º—Los agentes comercializadores y generadores deberán informar al administrador del sistema de intercambios comerciales, ASIC, cualquier modificación en la calificación de que tratan los literales a) y b) del presente artículo, así como también toda circunstancia que afecte o pueda llegar a afectar en cualquier forma la garantía o la efec­tividad de la misma. Dicha información deberá ser comunicada a más tardar quince (15) días hábiles después de ocurrido el hecho.

ART. 4º—Garantías admisibles. Los agentes del mercado de energía mayorista y las personas jurídicas interesadas, deberán garantizar el cumplimiento de las obligaciones señaladas en el presente reglamento, acorde con las disposiciones contenidas en el mismo y mediante uno o varios de los siguientes instrumentos:

1. Instrumentos admisibles para garantías nacionales:

a) Garantía bancaria: Instrumento mediante el cual una institución financiera debidamente autorizada por la Superintendencia Financiera, garantiza de forma incondicional e irrevocable el pago de las obligaciones indicadas en el presente reglamento. La garantía será pagadera a la vista y contra el primer requerimiento escrito en el cual XM S.A. ESP, en calidad de ASIC, informe que el agente o persona jurídica interesada no ha dado cumplimiento a las obligaciones objeto de la garantía. La forma y perfeccionamiento de esta garantía se regirá por las normas del Código de Comercio que regulan la materia y por las demás disposiciones aplicables;

b) Aval bancario: Instrumento mediante el cual una institución financiera debidamente autorizada por la Superintendencia Financiera, interviene como avalista respecto de un título valor, para garantizar el pago de las obligaciones indicadas en el presente Reglamento. La forma y perfeccionamiento de esta garantía se regirá por las normas del Código de Comercio que regulan la materia y por las demás disposiciones aplicables;

c) Carta de crédito stand by: Crédito documental e irrevocable, mediante el cual una institución financiera debidamente autorizada por la Superintendencia Financiera, se compromete directamente o por intermedio de un banco corresponsal, al pago de las obli­gaciones indicadas en el presente reglamento, previa presentación de la Carta de crédito stand by. La forma y perfeccionamiento de esta se regirán por las normas del Código de Comercio que regulan la materia y por las demás disposiciones aplicables.

2. Instrumentos admisibles para garantías internacionales:

Carta de crédito stand by: Crédito documental e irrevocable mediante el cual una institución financiera se compromete directamente o por intermedio de un banco corresponsal, al pago de las obligaciones indicadas en el presente reglamento, previa presentación de la carta de crédito stand by.

PAR.—No obstante lo anterior, el administrador del sistema de intercambios comerciales, ASIC, podrá presentar a consideración de la CREG nuevas modalidades de garantías o mecanismos alternativos que surjan en el mercado y que cumplan con lo establecido en el artículo 3º del presente reglamento.

CAPÍTULO III

Garantía para amparar la participación en la subasta del mercado organizado MOR

ART. 5º—Obligación a garantizar y cumplimiento de la misma. Todos los agentes comercializadores y aquellos agentes generadores con ofertas de venta de energía superiores al límite de compromiso de generación que deseen participar en las subastas del mercado organizado MOR, con el objeto de vender o comprar energía, deberán garantizar, la entrega de las garantías exigidas acorde con lo establecido en los Capítulos IV y V del presente reglamento, en las fechas y condiciones indicadas en la regulación vigente, en caso de resultar con asignación de oven o OCOM en el MOR.

Esta obligación se entenderá cumplida cuando:

1. El agente comercializador vendedor y aquel agente generador con ofertas de venta de energía superiores al límite de compromisos de generación que tienen como destino atender demanda regulada y/o no regulada, presenten las garantías exigidas en el Capítulo IV del presente reglamento, en las fechas y condiciones requeridas en la regulación, por las OVEN asignadas en la subasta respectiva, o

2. El agente comercializador comprador, con solicitudes de compra de energía con destino a la demanda no regulada, presente las garantías exigidas en el Capítulo V del pre­sente reglamento, en las fechas y condiciones requeridas en la regulación, por las OCOM asignadas, o

3. Una vez realizada la subasta los agentes comercializadores o generadores no re­sulten con asignación de OVEN ni OCOM en el MOR que requieran la presentación de las garantías exigidas en los Capítulos IV y V del presente reglamento.

ART. 6º—Valor de la cobertura. El valor de la cobertura de la garantía para participar en la subasta para la asignación de las OVEN o OCOM en el MOR, será determinado con base en la siguiente fórmula:

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Donde,

VDCAS Valor de la cobertura del agente A, expresado en pesos (COP)

A Comercializador (C) o Generador (G)

90 16.PNG
 

 

90 17.PNG
Cantidad de energía, en kWh, a ofertar o comprar en la subasta s, por el agente A

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Promedio ponderado del precio de Bolsa horario de la demanda total calculado para los últimos 12 meses anteriores a la fecha de expedición de la resolución de convocatoria a la subasta s ($/kWh).

FCR, Factor de corrección por calificación de riesgo.

PAR. 1º—La cantidad de un agente generador (QEG) con ofertas de energía superiores al límite de compromisos de generación, corresponde al valor máximo entre cero (0) y el resultante de la diferencia entre la oferta de energía del agente generador G y el límite de compromisos de generación del generador G, tal como se describe en la siguiente fórmula:

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Donde,

i, índice de la planta y/o unidad de generación (planta 1, ..., planta m) del agente ge­nerador G.

Oferta de energía de la planta i del generador G, en kWh/año.

Límite de compromiso de generación del agente generador G en kWh/año.

PAR. 2º—Cuando las garantías estén denominadas en dólares de los Estados Unidos de América, el valor de cobertura deberá ser calculado con la tasa representativa del mercado del último día hábil de la semana anterior de la fecha de presentación de las respectivas garantías, de acuerdo con lo definido en la resolución de convocatoria a la subasta.

ART. 7º—Plazo para presentación de la garantía. La garantía deberá ser presentada al administrador de intercambios comerciales, ASIC, del mercado de energía mayorista por parte de los agentes comercializadores y generadores, en la fecha que la CREG establezca en la resolución de convocatoria.

ART. 8º—Vigencia de la garantía. La garantía deberá mantenerse vigente desde la fecha de presentación establecida artículo anterior hasta un (1) mes después de la fecha que establezca la CREG para la presentación de las garantías de que tratan los Capítulos IV y V del presente reglamento.

ART. 9º—Eventos de incumplimiento. Se considerarán como eventos de incumplimiento los siguientes:

1. Que el agente comercializador o generador con asignación de OVEN en el MOR y que requiera la constitución de las garantías exigidas en el Capítulo IV del presente reglamento, no las presenten en las fechas y condiciones establecidas en la regulación vigente.

2. Que el agente comercializador con asignación de OCOM en el MOR y que requiera la constitución de las garantías exigidas en el Capítulo V del presente reglamento, no las presenten en las fechas y condiciones establecidas en la regulación vigente.

3. Que el agente comercializador o generador no acredite ante el ASIC el ajuste o reposición de las garantías de que trata este Capítulo, conforme a lo establecido en el presente reglamento.

4. Que el agente comercializador o generador se declare en quiebra o cese su actividad económica.

ART. 10.—Terminación. Para el agente comercializador o generador que incurra en cualquier evento de incumplimiento establecido en el artículo anterior, se le harán efectivas las garantías de que trata este capítulo.

PAR. 1º—Al tiempo que se presente alguno de los eventos de incumplimiento de que trata el artículo 9º del presente reglamento, el ASIC informará al agente respectivo, en un término no superior a cinco (5) días hábiles, que a partir de ese momento y hasta por un año, se aplicará un FCR igual a 100% en el cálculo de los valores a cubrir por todas las transacciones que este realice en la Bolsa de Energía. Esta condición se mantendrá vigente después del año hasta que el agente presente una calificación de riesgo actualizada que le permita cambiar el FCR según se establece en este artículo.

PAR. 2º—Adicionalmente, el ASIC solicitará al agente respectivo, que en un término no superior a cinco (5) días hábiles, actualice las garantías vigentes y que tengan por objeto el cubrimiento de los valores asociados a las OVEN o OCOM del MOR asignados en subastas previas y aquellas garantías de que trata la Resolución CREG 019 de 2006 o las que la modifiquen o sustituyan.

CAPÍTULO IV

Garantía para amparar el cumplimiento de vendedor

ART. 11.—Obligación a garantizar y cumplimiento. Con base en lo establecido en el artículo 50 de esta resolución, los generadores con asignación de OVEN de energía superior al límite de compromiso de generación y los comercializadores con asignación de OVEN, deberán garantizar el valor de estas, según se establece en este Capítulo IV.

ART. 12.—Valor de la cobertura. El valor de la cobertura de la garantía para amparar el cumplimiento de la obligación de Venta será determinado con base en la siguiente fórmula:

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Donde:

n Mes de asignación de la obligación.

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Valor de la cobertura, expresado en pesos (COP), de la OVEN i asignada en el mes n al agente A, para atender la demanda D.

A agente comercializador (C) o generador (G).

D demanda regulada (R) o demanda no regulada (NR).

PESCn Precio de escasez en el mes n, denominado en pesos (COP) por kilovatio hora ($/kWh).

90 22.PNG
 

Precio determinado de la OVEN i asignada en el mes n, para atender la demanda D, denominado en pesos (COP) por kilovatio hora ($/kWh).

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Cantidad en energía de la OVEN i asignada al agente A, para atender la demanda D, en kilovatios hora (kWh).

FCRA: Factor de ajuste por calificación de riesgo para el agente A.

FA: Factor de ajuste 5/12.

PAR.—El factor cuando A es un agente generador (es decir, ) será el resultado de aplicar la siguiente fórmula:

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Donde:

LCGG, Límite de compromiso del generador G

ART. 13.—Plazo para presentación de la garantía. La garantía deberá ser presentada al ASIC por parte de los agentes comercializadores y generadores, en la fecha que se defina en la resolución de convocatoria de la subasta respectiva.

ART. 14.—Vigencia de la garantía. La garantía deberá mantenerse vigente desde la fecha de presentación establecida en el artículo anterior y hasta un mes después de la fecha prevista para la finalización de la OVEN. Los agentes con asignación de OVEN deberán actualizar la garantía en el momento en que el ASIC les notifique que el valor total de esta ha tenido un incremento relativo igual o mayor a 10%. El ASIC calculará mensualmente el cambio porcentual del margen entre PESCm-1 y solicitará a los agentes la respectiva actualización en el valor de la garantía. La actualización del se hará de acuerdo con el artículo 24 de esta resolución.

PAR. 1º—Se entenderá que los agentes comercializadores y generadores cumplen con la obligación de mantener vigentes las garantías, cuando presenten al ASIC las garantías constituidas con la vigencia indicada en el presente artículo o con una vigencia inicial de un (1) año y las prorroguen conforme al requerimiento de vigencia definido en este artículo, por períodos mayores o iguales a un año, con al menos quince (15) días hábiles de anterioridad a la fecha de vencimiento de la garantía vigente.

PAR. 2º—Los agentes deberán actualizar las garantías en un plazo no mayor a diez (10) días hábiles contados a partir de la fecha en la cual el ASIC haga el requerimiento de actualización.

PAR. 3º—Si antes o durante el período de vigencia de la OVEN i hay una disminución en el valor total de la garantía los agentes podrán actualizarla. En el período de vigencia de la OVEN i la actualización de la garantía se podrá hacer por los meses remanentes del período de compromiso, previa presentación de las garantías de que trata el Capítulo VI del presente reglamento.

PAR. 4º—Aquellos comercializadores o generadores con OVEN i que hayan ajustado el valor de la garantía para amparar el cumplimiento de vendedor de acuerdo al factor de calificación de riesgo que se define en el artículo 24 del presente reglamento, deberán actualizar la garantía si la calificación de riesgo de corto plazo es modificada a lo largo de período de compromiso por un grado menor a aquel presentado inicialmente.

PAR. 5º—Aquellos comercializadores o generadores con OVEN que hayan ajustado o no el valor de la garantía para amparar el cumplimiento de vendedor de acuerdo al factor de calificación de riesgo que se define en el artículo 24 del presente reglamento, podrán actualizar el valor de las garantías si durante el período de compromiso obtienen y presentan ante el ASIC una certificación de calificación de riesgo o una calificación superior a la previamente presentada.

ART. 15.—Eventos de incumplimiento. Se considerarán como eventos de incumpli­miento los siguientes:

1. Que el agente comercializador o generador no constituya las garantías de que trata la Resolución CREG 019 de 2006 o aquella que la modifique o sustituya para los meses de la OVEN.

2. Que el agente comercializador o generador no actualice o prorrogue las garantías de acuerdo a las condiciones definidas en el artículo 14 del presente reglamento.

3. Que el agente comercializador o generador se declare en quiebra o cese su actividad económica.

ART. 16.—Terminación. Para el agente comercializador y generador que incurra en cualquier evento de incumplimiento establecido en el artículo anterior, se harán efectivas las garantías de que trata este capítulo.

CAPÍTULO V

Garantía para amparar el cumplimiento del comprador

ART. 17.—Obligación a garantizar y cumplimiento de la misma. Con base en lo establecido en el artículo 51, todos los comercializadores deberán garantizar el valor total de las OCOM con destino a la demanda no regulada, asignada en las subastas del MOR.

ART. 18.—Valor de la cobertura. El valor de la cobertura de la garantía para amparar el cumplimiento de compra será determinado con base en la siguiente fórmula:

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Donde:

n: Mes de asignación de la obligación.

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Valor de la cobertura, expresado en pesos (COP), de la OCOM i asignada en el mes nal comercializador C.

C Comercializador C.

Pi,n: Precio de la OCOM i asignada en el mes n, denominado en pesos (COP) por kilovatio hora ($/kWh).

CEEn: Valor del CEE en el mes n, denominado en pesos (COP) por kilovatio hora ($/kWh).

QOCCI Cantidad en energía de la OCOM i asignadas al comercializador C, denominada en kWh.

FCRC: Factor de ajuste por calificación de riesgo del agente C.

FA: Factor de ajuste igual a 7/12.

ART. 19.—Plazo para presentación de la garantía. La garantía deberá ser presentada al ASIC por parte de los agentes comercializadores, en la fecha que se defina en la resolución de convocatoria de la subasta respectiva.

ART. 20.—Vigencia de la garantía. La garantía deberá mantenerse vigente desde la fecha de presentación establecida en el artículo 19 del presente reglamento y hasta un mes después de la fecha prevista para la finalización de la OCOM. Los agentes comercializadores con asignación de OCOM deberán actualizar la garantía en el momento en que el ASIC les notifique que el valor total de esta ha tenido un incremento relativo igual o mayor a 10%. El ASIC calculará mensualmente el cambio porcentual del margen entre Pi,m-1 y CEEm-1.

PAR. 1º—Se entenderá que los agentes comercializadores cumplen con la obligación de mantener vigentes las garantías, cuando presenten ante el ASIC. Las garantías constituidas con la vigencia indicada en el presente artículo o con una vigencia inicial de un (1) año y las prorroguen conforme al requerimiento de vigencia definido en este artículo, por períodos mayores o iguales a un año, con al menos quince (15) días hábiles de anterioridad a la fecha de vencimiento de la garantía vigente.

PAR. 2º—Los agentes deberán actualizar las garantías en un plazo no mayor a diez (10) días hábiles contados a partir de la fecha en la cual el ASIC haga el requerimiento de actualización.

PAR. 3º—Si antes o durante el período de vigencia de la OCOM hay una disminución en el valor total de la garantía los agentes podrán actualizarla. En el período de vigencia de la obligación de compra se podrá hacer por los meses remanentes del período de compromiso, previa presentación de las garantías de que trata el Capítulo VI del presente reglamento.

PAR. 4º—Aquellos comercializadores con obligaciones de compra que hayan ajustado el valor de la garantía para amparar el cumplimiento de comprador de acuerdo al factor de calificación de riesgo que se define en el artículo 24 del presente reglamento, deberán actualizar la garantía si la calificación de riesgo de corto plazo es modificada a lo largo de período de compromiso por un grado menor a aquel presentado inicialmente.

PAR. 5º—Aquellos comercializadores con obligaciones de compra que hayan ajustado o no el valor de la garantía para amparar el cumplimiento de comprador de acuerdo al factor de calificación de riesgo que se define en el artículo 24 del presente reglamento, podrán actualizar el valor de la garantía si durante el período de compromiso obtienen una calificación de riesgo de corto plazo o la calificación previamente presentada es de un grado superior.

ART. 21.—Eventos de incumplimiento. Se considerarán como eventos de incumplimiento los siguientes:

1. Que el agente comercializador o generador no constituya las garantías de que trata la Resolución CREG 019 de 2006 o aquella que la modifique o sustituya para los meses de la OCOM.

2. Que el agente comercializador o generador no actualice o prorrogue las garantías de acuerdo a las condiciones definidas en el artículo 21 del presente reglamento.

3. Que el agente comercializador o generador se declare en quiebra o cese su actividad económica.

ART. 22.—Terminación. Para el agente comercializador que incurra en cualquier evento de incumplimiento establecido en la sección anterior, se harán efectivas las garantías de que trata este capítulo.

CAPÍTULO VI

Garantía para amparar el cumplimiento de pago de la obligación de energía

ART. 23.—Todos los agentes comercializadores y generadores con obligaciones de venta o compra con destino a la demanda regulada o no regulada, deberán presentar las garantías o esquemas alternativos, en las condiciones y términos que establece la Resolución CREG 019 de 2006 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

CAPÍTULO VII

Disposiciones finales

ART. 24.—Factor de corrección por calificación de riesgo. Al valor total a cubrir conforme a lo establecido en los Capítulos III, IV y V del presente reglamento se podrá aplicar un factor de ajuste siempre y cuando los agentes presenten al ASIC una calificación de emisor de corto plazo otorgado por parte de una sociedad calificadora de riesgos vigilada por la Superintendencia Financiera de Colombia. El valor total a cubrir se ajustará por el porcentaje definido en la tabla siguiente y de acuerdo con la calificación presentada por el agente.

Tabla 1 – Factor ajuste califica

CalificaciónFCR
F1+, F1BRC 1 +, BRC 1VrR 1 (+, -)20%
F2BRC 2 +,BRC2VrR 2 (+, -)50%
F3 BRC 3+VrR 3 +, VrR 3100%
B,C,D,EBRC 4, BRC5, BRC 6VrR 3-, VrR 4, VrR 5, VrR 6100%
Sin calificación100%

 

PAR. 1º—Los agentes deberán reportar al ASIC las fechas de las revisiones periódicas pactadas con la sociedad calificadora de riesgos al momento de presentar la calificación de que trata el presente artículo. Adicionalmente, el agente deberá reportar al ASIC cuando la Sociedad calificadora de riesgos le notifique el inicio de una revisión extraordinaria.

PAR. 2º—El ASIC publicará en la página web que para el fin determine, la información por agente con la calificación de riesgo presentada, la sociedad calificadora de riesgos que la otorga, las fechas de las revisiones periódicas declaradas por el agente y las revisiones extraordinarias declaradas por los agentes en los términos definidos en el parágrafo anterior.

ART. 25.—Procedimiento de ejecución. En caso de constituirse uno de los incumpli­mientos indicados en el presente reglamento, XM S.A. ESP, en calidad de administrador del sistema de intercambios comerciales (ASIC), o quien haga sus veces, antes del vencimiento de la vigencia de las garantías procederá a hacerlas efectivas, enviando el aviso de incumplimiento al garante respectivo. En la misma fecha enviará una comunicación al agente, generador o comercializador, informando la fecha a partir de la cual se verificó el incumplimiento.

ART. 26.—Plazo para aprobar las garantías. Los agentes, generadores y comercializadores deberán prever que el ASIC tendrá un plazo de cinco (5) días hábiles posteriores al recibo de las garantías en su domicilio principal, para determinar si estas cumplen con los parámetros establecidos en la ley, en la regulación y en el presente reglamento.

El Presidente,

Tomás González Estrada,

Viceministro de Minas y Energía, delegado del Ministro de Minas y Energía.

El director ejecutivo,

Javier Augusto Díaz Velasco.

Anexo 2

Procedimiento para establecer la proyección de demanda de energía eléctrica para el mercado organizado, MOR.

1. Procedimiento para definir la proyección de demanda de energía eléctrica del mercado regulado. El procedimiento para la presentación de las proyecciones de demanda de energía eléctrica del mercado regulado tiene los siguientes parámetros:

Proyección. Todos los agentes comercializadores reportarán la proyección de demanda anual para el mercado regulado en MWh sin decimales para un horizonte de cinco (5) años que comprende los años t a t+4, donde t es el año en cual se presenta la proyección.

En el caso que un comercializador no reporte proyección, se tomará el dato histórico del último año calendario y se incrementará anualmente con el crecimiento de la demanda del mercado regulado del último año calendario.

La falta de un dato hace que se considere como no válida la proyección y se le dará el mismo tratamiento de los que no presentan proyección.

Periodicidad. Los agentes comercializadores deberán presentar las proyecciones de demanda en el mes de febrero, junio y octubre en la tercera semana.

La información de que trata el presente numeral será entregada al ASIC, quién definirá los medios y formatos para su oportuna presentación.

2. Proyección de demanda agregada para el mercado regulado. Para determinar la proyección de demanda agregada del mercado regulado, se sumarán las proyecciones de demanda de energía eléctrica para el mercado regulado de cada agente, tal como se define en la siguiente ecuación:

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Donde:

DPi,t+s: Demanda proyectada del agente comercializador i para el año t.

DPt+s: Demanda proyectada agregada para el año t+s.

t: Primer año de proyección

s: Valor entre 0 a 4

n: Agentes comercializadores

3. Procedimiento para verificar la proyección de demanda de energía eléctrica del mercado regulado. Las proyecciones de demanda para el mercado regulado se verificarán mediante el siguiente procedimiento:

— Tasas de crecimiento históricas (tch,max o mín). Se tomarán las tasas de crecimiento históricas para la demanda regulada de los últimos cinco (5) años. Para esto se tomará la información que se tiene en la base de datos del ASIC.

— Tasas de crecimiento UPME (tcUPME,escenario). Se tomarán las tasas de crecimiento del mercado regulado de la última proyección realizada por la UPME para los años t a t+4 en los escenarios alto y bajo.

— Tasas de crecimiento proyección de los agentes (tca). Se calcula la tasa de crecimiento para la demanda agregada proyectada por los agentes para los años t a t+4.

— Verificación. Para cada año de proyección se comparan las tasas de crecimiento de la siguiente forma:

• Si tca > máx (tcUPME,alto,tch,max) se toma el máximo de tcUPME,alto y tch,max

• Si tca < min (tcUPME,bajo, tch,min) se toma el mínimo de tcUPME,bajo y tch,min

En caso contrario no se modifican las proyecciones de los agentes comercializadores.

— Proyecciones de demanda verificadas. Las proyecciones agregadas verificadas se determinarán aplicando las tasas de crecimiento definidas en el punto anterior, tal como se tiene en la ecuación siguiente.

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Donde:

DPvt+s: Demanda proyectada verificada de la demanda regulada agregada para el año t + s.

DPvt+s-1: Demanda proyectada verificada de la demanda regulada agregada para el año t+s-1. Cuando s=0 este valor es la demanda regulada agregada histórica del año t-1.

tcvt+s: Tasa de crecimiento verificada para el año t+s.

t: Primer año de proyección

s: Valor entre 0 a 4

Estas proyecciones serán las utilizadas para el MOR.

4. Oportunidad para la publicación de proyecciones de demanda y verificación. La información de que trata el numerales 1, 2 y los resultados de la verificación de que trata el numeral 3 del presente anexo, serán publicados por el ASIC en su página web en la cuarta semana de los meses de febrero, junio y octubre.

El Presidente,

Tomás González Estrada,

Viceministro de Minas y Energía, delegado del Ministro de Minas y Energía.

El director ejecutivo,

Javier Augusto Díaz Velasco.

Anexo 3

Reglamento de la subasta para la asignación de obligaciones de energía del mercado organizado, mor

1. Estructura de la subasta

El reglamento de la subasta para la asignación de obligaciones de energía del mercado organizado se divide en las siguientes partes: (i) organización de la subasta, (ii) procedimiento de la subasta y (iii) política de información.

2. Organización de la subasta

En la organización de la subasta se contemplan las responsabilidades y deberes del administrador, subastador y auditor, y las obligaciones de los agentes participantes en la subasta.

2.1. Responsabilidades y deberes del administrador de la subasta

Las funciones de administración de la subasta para la asignación de OVEN y OCOM en el MOR serán realizadas por el ASIC. El administrador de la subasta tendrá entre otras las siguientes responsabilidades y deberes:

1. Implementar, operar y mantener, el sistema de subasta que incluye el software y/o la plataforma tecnológica requerida para la realización de la subasta, así como su integración con los sistemas de comunicación, el cual deberá estar en operación comercial a más tardar quince (15) días hábiles antes de la fecha programada para la realización de la subasta.

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

3. Ofrecer e impartir la capacitación y asistencia necesaria a todos los agentes en el manejo y operación del sistema de subasta.

4. Emitir los certificados a cada una de las personas que haya recibido la capacitación y demuestre un adecuado manejo y operación del sistema de subasta.

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

6. Contratar el auditor de la subasta para la asignación de obligaciones en el MOR, proceso que debe estar finalizado por lo menos quince (15) días hábiles antes de la fecha programada para la realización de la subasta.

7. Contratar el subastador de la subasta para la asignación de obligaciones en el MOR, proceso que debe estar finalizado por lo menos quince (15) días hábiles antes de la fecha programada para la realización de la subasta.

8. Emitir los certificados de asignación de obligaciones en el MOR establecidos en la regulación vigente, en los cuales además se hará constar expresamente que dichas obligaciones tienen la naturaleza de una transacción realizada en la Bolsa de Energía.

9. Suspender la subasta cuando sea requerido por el auditor o el subastador de conformidad con las disposiciones contenidas en el presente reglamento.

10. Establecer los canales formales de comunicación entre los agentes participantes y el administrador durante la subasta.

11. Realizar auditorías operativas a los sistemas computacionales y de comunicaciones que destinen los agentes participantes en la subasta. El objetivo de la auditoría será verificar si el sistema cumple con los requisitos establecidos por el administrador para acceder en forma adecuada al sistema de subasta. Sólo podrán acceder desde equipos localizados en el territorio nacional. El administrador de la subasta podrá encomendar esta auditoría operativa al auditor de la subasta.

12. El administrador de la subasta podrá elaborar los reglamentos que considere necesarios para llevar a cabo las actividades encomendadas, los cuales deberán ser puestos a consideración de la CREG para su aprobación a más tardar 40 días hábiles antes de la realización de la subasta. En especial deberá establecer la estructura computacional y de comunicaciones requerida por los agentes y que sean necesarias para su acceso al sistema.

13. El administrador deberá divulgar la información según lo establecido en este reglamento.

2.2 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 regulación vigente para el desarrollo de la subasta.

2. Verificar que las comunicaciones entre los agentes participantes y el administrador de la subasta se realicen única y exclusivamente mediante los canales formales de comunicación establecidos por este último.

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

4. Solicitar al administrador la suspensión de la Subasta cuando encuentre indicios serios de que se está dando cumplimiento a las disposiciones contenidas en la regulación vigente. De tal forma que se comprometa el normal funcionamiento del sistema de la subasta, la transparencia, la seguridad y la libre competencia en el desarrollo o resultado final de la subasta.

5. Remitir a la CREG, dentro de los cinco (5) días siguientes a la finalización de la subasta, un informe en el cual se establezca, sin ambigüedades, el cumplimiento o no de la regulación vigente en dicho proceso.

Para los casos en los cuales el auditor establezca que en la subasta respectiva no se dio cumplimiento a la normatividad vigente, el proceso adelantado no producirá efectos, y la CREG procederá a programar la subasta nuevamente, sin perjuicio de la acciones penales o civiles y las actuaciones administrativas a que haya lugar contra las personas que hayan incumplido la normatividad vigente.

2.3 Responsabilidades y deberes del subastador

El subastador será una persona natural o jurídica con reconocida experiencia internacional en la materia, quien tendrá a su cargo las siguientes responsabilidades y deberes:

1. Establecer en cada una de las rondas, el precio de apertura y el precio de cierre del producto con destino a la demanda regulada.

2. Establecer la duración de cada una de las rondas, e informarla al administrador de la subasta al inicio de cada ronda.

3. Declarar el cierre de la subasta y calcular e informar los precios de cierre resultantes para las asignaciones de las obligaciones del MOR con destino a la demanda regulada y no regulada, así como las obligaciones asignadas a cada uno de los agentes participantes.

4. Remitir a la CREG un informe, dentro de los cinco (5) días siguientes a la finalización de la subasta en el que evalúe, sin ambigüedades, el desarrollo de la subasta y los resultados obtenidos.

5. Al final de cada ronda, calcular al precio de cierre de cada ronda el margen de preferencia de oferta y el exceso de oferta de cada producto, según lo definido en este reglamento.

6. El subastador pondrá en conocimiento de todos los agentes, al inicio de cada ronda, únicamente y exclusivamente, la información que se define en este reglamento.

2.4 Obligaciones de los agentes participantes en relación con el uso del sistema de subasta.

Los agentes participantes en la subasta deberán cumplir las siguientes obligaciones relacionadas con la utilización del sistema de subasta:

1. Deberán utilizar u operar el sistema de subasta única y exclusivamente a través de personal debidamente capacitado para el efecto por el administrador de la subasta, que haya recibido el respectivo certificado de capacitación emitido por este.

2. Tener a su disposición la estructura operativa y el equipo computacional y de comunicaciones apropiado de acuerdo con las especificaciones operativas y técnicas establecidas por el administrador de la subasta.

3. Permitir al administrador de la subasta realizar las auditorías a los sistemas computacionales y de comunicaciones utilizados por el agente para su participación en las subastas de obligaciones del MOR.

4. Mantener bajo su exclusiva responsabilidad y estrictos estándares de seguridad y confidencialidad, las claves de acceso al sistema de subasta.

5. Actuar en forma transparente, respetando cabalmente la legislación y regulación vigente y el derecho de todos a la libre competencia.

6. Informar de manera inmediata al administrador cualquier error o falla del sistema de subasta.

7. Obtener el certificado de capacitación que expida el administrador, como resultado del entrenamiento en el funcionamiento del sistema de subasta.

2.5 Sistema de subasta.

La plataforma tecnológica requerida para la realización de las subastas para la asignación de obligaciones del MOR que será implementada por el administrador de la subasta, deberá cumplir con los siguientes requisitos mínimos.

1. Debe ser una plataforma basada en protocolos de Internet, que permita el acceso a cada uno de los agentes habilitados para participar en la subasta desde el sitio en el territorio nacional donde estos dispongan de la infraestructura de computación y comunicaciones necesarias para tal fin.

2. Las bases de datos y servidores del sistema de subasta deberán permanecer en el sitio que para tal fin establezca el administrador.

3. Debe garantizar la autenticación de los usuarios que acceden al sistema.

4. Debe cumplir las exigencias establecidas en la legislación que rige en materia de comercio electrónico.

5. Debe tener un sistema de manejo de información confidencial.

6. Debe incluir sistemas de respaldo que garanticen la operación continua durante el proceso de subasta.

7. Debe estar provista de una aplicación especial que le permita al subastador obtener la información requerida para conducir la subasta.

8. El sistema de subasta deberá estar dotado de un registro de todos los procesos rea­lizados en él, incluyendo el registro de ingreso de cada uno de los usuarios.

9. El sistema de subasta deberá verificar de manera automática que la función de oferta remitida por cada uno de los agentes cumpla con las condiciones establecidas en el presente reglamento.

10. El administrador de la subasta a través de una empresa especializada, deberá realizar una auditoría operativa y de sistemas para verificar el adecuado funcionamiento del sistema de subasta y certificar su correcta operación frente a las especificaciones técnicas, operativas y de seguridad, respecto del programa y de los equipos. Igualmente, deberá remitir el certificado de dicha auditoría a la CREG antes de la fecha de inicio de la subasta.

11. El administrador de la subasta no será responsable por la suspensión o interrupción de los servicios, ni por las deficiencias mecánicas, electrónicas o de software que se observen en la prestación del servicio, derivadas de las limitaciones tecnológicas propias del sistema computacional, ni por cualquier otro hecho que escape al control del administrador, como caso fortuito o fuerza mayor. No obstante, es obligación del administrador contar con los sistemas de respaldo que considere necesarios para el correcto funcionamiento del sistema.

12. Treinta (30) días hábiles antes de la fecha programada para la realización de la subasta, el administrador deberá realizar directamente o a través de una empresa especializada, una auditoría de los sistemas computacionales y de comunicación requeridos por cada uno de los agentes para participar en las subastas, los costos asociados a dichas auditorías serán asumidos por cada uno de los agentes.

13. Aquellos agentes cuyos sistemas computacionales o de comunicaciones no cumplan con los requisitos establecidos solo podrán participar en la Subasta haciendo uso de las estaciones de trabajo habilitadas para tal fin en las oficinas del administrador.

2.5.1 Mecanismos de contingencia.

2.5.1.1 Suspensión total de la operación del sistema de subasta.

Cuando el sistema de subasta se suspenda por las causas señaladas a continuación, se procederá como se indica para cada una de ellas.

Si el sistema de subasta interrumpe su operación por fallas técnicas durante el transcurso de una ronda, afectando total o parcialmente el servicio se procederá como sigue:

a) Una vez restablecida la operación del sistema de subasta, si a criterio del subastador existe tiempo suficiente para realizar nuevamente la ronda el administrador procederá a informarlo a los agentes participantes. Esta ronda tendrá las mismas condiciones de precios de apertura, precios de cierre y duración vigentes de la ronda en la cual se suspendió el servicio del sistema. Antes de iniciar nuevamente la ronda el sistema deberá eliminar la totalidad de las ofertas realizadas durante la ronda en la cual se presentó la suspensión;

b) Una vez restablecida la operación del sistema de subasta, si a criterio del subastador no existe tiempo suficiente para realizar nuevamente la ronda, el administrador procederá a informarlo a los agentes participantes, y la operación del sistema se suspenderá hasta el día siguiente. La nueva Ronda tendrá las mismas condiciones de precios de apertura, precios de cierre y duración de la ronda en la cual se suspendió el servicio del sistema. Antes de iniciar la ronda el sistema deberá eliminar la totalidad de las ofertas realizadas durante la ronda en la cual se presentó la suspensión.

2.5.1.2 Suspensión parcial de la operación del sistema de subasta.

Se entenderá como suspensión parcial de la operación del sistema de subasta la falla asociada a las estaciones de trabajo de cualquiera de los agentes o de sus sistemas de comunicación. Cuando se presente la suspensión parcial de la operación del sistema de subasta, el agente cuya estación de trabajo o sistema de información falló deberá remitir por una vía alterna, establecida por el administrador, las ofertas cumpliendo con la reglamentación vigente. Dichas ofertas serán ingresadas al sistema de subasta según la alternativa y formato establecidos por el administrador.

2.5.2 Claves de acceso al sistema de subasta.

El administrador entregará, al representante legal de cada uno de los agentes habilitados para participar en la subasta de obligaciones de energía del MOR, una clave de acceso al sistema de subasta. El agente será el único responsable por el uso que sus operadores, funcionarios o cualquier persona hagan de la clave de acceso y deberá velar porque la misma se mantenga y use bajo estricta reserva y seguridad. El administrador de la subasta podrá establecer el uso de firma digital que sustituya las claves de que tratan el presente numeral.

3. Procedimiento de la subasta.

3.1 Período de precalificación y calificación.

3.1.1 Convocatoria de la subasta.

La comisión mediante resolución convocará a la subasta y definirá el cronograma de actividades de la misma, rango de demanda objetivo y precio Pp2. El cronograma tendrá como mínimo la siguiente información:

1. Precalificación: Fecha y hora de inicio y de finalización.

2. Calificación de compradores voluntarios: Fecha y hora de inicio y de finalización.

3. Entrega de las curvas de demanda no regulada: Fecha y hora límite.

4. Entrega de los precios Pp1 y Pp2 propuestos por los comercializadores que atienden demanda regulada: Fecha y hora de inicio y de finalización.

5. Calificación de vendedores: Fecha y hora de inicio y de finalización.

6. Publicación del tipo de subasta: Fecha.

7. Celebración de la subasta: Fecha y hora de inicio.

8. Publicación de los resultados de la subasta: Fecha.

9. Entrega de garantías de cumplimiento: Fecha y hora de inicio y de finalización.

3.1.2 Precalificación.

1. Los agentes que deseen participar como compradores voluntarios o vendedores deberán presentar al administrador los siguientes documentos en los plazos que para tal fin establezca la resolución de convocatoria:

a) Identificación del agente;

b) Documento suscrito por el representante legal mediante el cual se informa a la CREG el interés de participar en la subasta según esta lo determine;

c) Suscribir un compromiso de confidencialidad cuyo contenido será definido por el administrador de la subasta en el manual de operación de la subasta;

d) Suscribir un documento en donde se indique aceptar las reglas de la subasta cuyo contenido será definido por el administrador de la subasta en el manual de operación de la subasta;

e) Suscribir un documento de compromiso de No-colusión cuyo contenido será definido por el administrador de la subasta en el manual de operación de la subasta.

2. Una vez el administrador verifique que los documentos fueron entregados en el plazo y la forma establecida para tal fin se entenderá que el agente está precalificado.

3. Ningún agente no precalificado podrá participar en la subasta.

3.1.3 Calificación de los agentes compradores voluntarios.

Los agentes precalificados que deseen participar en la subasta como compradores voluntarios deberán calificarse enviando en las fechas establecidas en la resolución de convocatoria los siguientes documentos:

• Función de demanda no regulada, conforme a lo establecido en el numeral 3.1.4 de este reglamento de la subasta.

• Garantía de participación en la subasta, en los términos y condiciones definidos en el anexo 1 de esta resolución.

• Cuando el agente opte por la aplicación de un factor de corrección por calificación de riesgo (FCR) diferente a 100%, deberá entregar la certificación en los términos establecidos en el anexo 1 de esta resolución.

Una vez el administrador verifique que los documentos fueron entregados en el plazo y la forma establecida para tal fin se entenderá que el agente está calificado para participar en la subasta en calidad de comprador voluntario.

Ningún agente no calificado podrá participar en la subasta.

3.1.4 Función de demanda no regulada.

Los agentes interesados en adquirir OCOM con destino a la demanda no regulada deberán enviar al administrador sus curvas de demanda como sigue:

Precio $/kWhCantidad (productos)
P1Q1
......
PiQi
......
P20Q20

Donde:

Pi+1<Pi y Qi+1>Qi para todos los valores de i

Qi es la cantidad demandada en el intervalo de precios menores o iguales a Pi y mayores a Pi+1. En el caso de que Pi+1 no exista, Qi es la cantidad demandada a precios menores o iguales a Pi.

El número de puntos i es menor o igual a 20.

Los precios estarán en pesos por kWh ($/kWh) sin decimales

Esta información será enviada por el Administrador a la CREG.

3.1.5 Función de demanda agregada no regulada.

El administrador determinará la función de demanda agregada para la demanda no regulada, mediante la adición de las funciones de demanda no regulada declarada por cada uno de los agentes. Para esta suma de funciones se considerará el precio como variable independiente.

3.1.6 Función de demanda regulada.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas determinará la función de demanda regulada con antelación al inicio del proceso de subasta. Esta se definirá con los siguientes parámetros:

— D* Demanda objetivo: Cantidad máxima de productos a comprar en la subasta con destino a la demanda regulada.

— Pp2 Precio máximo para la compra de productos para demanda regulada en $/kWh.

— Pp1 Precio de inflexión. Precio por debajo del cual se compraría la demanda objetivo en $/kWh.

A partir de estos parámetros se determinará la función de demanda regulada, la cual será una función construida por tramos conforme a lo siguiente:

Precio $/kWhCantidad (productos)
P0D0
......
PiDi
......
PnDn

Donde:

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i = Intervalos de discretización para valores de enteros 0,1,2,..., n.

n: Número de discretizaciones, 1000

Di: Es la cantidad demandada en el intervalo de precios menores o iguales a Pi y mayores a Pi+1. En el caso de i=n, Dn es la cantidad demandada a precios menores o iguales a Pn.

La variable Di será aproximada al entero más cercano conforme al método científico de redondeo.

Gráfica. Función de demanda regulada

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3.1.7 Calificación de los agentes vendedores.

Los agentes precalificados que deseen participar en la subasta como vendedores deberán calificarse enviando en las fechas establecidas en la convocatoria los siguientes documentos:

1. Oferta inicial, número de productos ofertada al precio de inicio para el producto regulado.

2. Garantía de participación en la subasta, en los términos y condiciones definidos en el anexo 1 de esta resolución.

3. Cuando el agente opte por la aplicación de un factor de corrección por calificación de riesgo (FCR) diferente a 100%, deberá entregar la certificación en los términos establecidos en el anexo 1 de esta resolución.

Una vez el administrador verifique que los documentos fueron entregados en el plazo y la forma establecida para tal fin se entenderá que el agente está calificado para participar en la subasta en calidad de vendedor.

Ningún agente no calificado podrá participar en la subasta.

3.2 Definición del tipo de subasta.

La asignación de obligaciones del MOR con destino a la demanda regulada y no regulada se llevará a cabo mediante una subasta que puede ser de tipo reloj descendente o de tipo sobre cerrado. Si hay participación para asignación de obligaciones del MOR con destino a las demandas y no regulada la subasta será simultanea.

3.2.1 Determinación de casos especiales de la subasta.

La CREG determinará que una subasta es especial cuando se presente al menos uno de los siguientes eventos:

a) Oferta insuficiente: Si al inicio de la subasta, la oferta no es suficiente para atender la demanda objetivo más la demanda no regulada evaluada al precio Pp1, se calificará como una subasta de oferta insuficiente.

En estos casos la comisión determinará si se compra una parte o el total de la oferta disponible o si se recurre a alguno de los mecanismos consignados en el numeral 3.2.2.

b) Competencia insuficiente: Cuando la demanda residual indique que algún agente es pivotal se calificará como una subasta de competencia insuficiente.

Un agente es pivotal cuando:

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Donde:

DRiDemanda residual del agente i o del grupo de agentes de un mismo grupo empresarial.
∑ Ofertas otros agentesSumatoria de las ofertas de productos de los otros agentes diferentes al agente i al inicio de la subasta.
DOSuma de la demanda objetivo y la demanda no regulada calculada al precio Pp1

En este caso la CREG podrá optar por alguna de las alternativas descritas en el numeral 3.2.2.

Cuando no se presenten ninguno de los casos especiales definidos en este numeral se procederá a determinar el tipo de subasta conforme al numeral 3.2.3.

3.2.2 Procedimiento en los casos especiales de subasta.

Cuando ocurra uno de los casos especiales la CREG optará por uno de los siguientes pasos:

i) Con la oferta disponible se procederá a cambiar la función de demanda regulada y a definir el tipo de subasta según lo establecido en el numeral 3.2.3.

ii) Si no se modifica la demanda se podrá realizar una subasta de sobre cerrado, o

iii) Se cancelará la subasta, la CREG podrá convocar una nueva subasta.

3.2.3 Definición del tipo de subasta

La elección del tipo de subasta la hará la comisión de acuerdo con las cantidades ofertadas por los agentes vendedores para iniciar la subasta, las condiciones del mercado.

La publicación del tipo de subasta se realizará al menos cinco (5) días hábiles antes de la celebración de la misma.

3.3 Desarrollo de la subasta

3.3.1 Fecha y hora de apertura

La fecha y hora de apertura de la subasta para la asignación de obligaciones de venta y compra de productos del MOR será la definida en la resolución de convocatoria.

3.3.2 Definición programa de la subasta.

Cuando la subasta sea de reloj descendente, el subastador podrá definir un programa de carácter indicativo de las rondas.

3.3.3 Inicio de la subasta.

Los agentes participantes en la Subasta deberán ingresar al sistema con sus respectivas claves, por lo menos, quince (15) minutos antes de la hora de inicio establecida, o en su defecto haber informado al administrador, con la misma antelación, la existencia de condiciones que impliquen la suspensión parcial de la operación del sistema de subasta.

3.3.4 Regla de actividad.

La regla de actividad de la subasta establece el criterio general que deben cumplir los agentes en la construcción de su función de oferta. Esta regla será la siguiente:

a) A medida que los precios descienden, un oferente sólo podrá optar por mantener o reducir la cantidad total de productos con destino a usuarios regulados y no regulados que está dispuesto a vender. Esta condición es con respecto a la cantidad total ofrecida y no a la cantidad individual por producto;

b) El agente vendedor deberá sin excepción enviar su oferta para todas las rondas, aún si la cantidad ofertada se mantiene constante con respecto a la ronda anterior;

c) Cuando el agente vendedor no envíe su oferta, se entenderá que ha retirado de la subasta, al precio de inicio de la ronda, la cantidad de productos que no había retirado en la ronda anterior. Si el agente vendedor no envía su oferta en la primera ronda se entenderá que ha retirado la cantidad total ofertada.

3.3.5 Procedimiento de la subasta

A. Subasta tipo de reloj descendente

1. El subastador divulgará en cada una de las rondas la siguiente información:

a) Oferta agregada de productos con destino a la demanda regulada y no regulada al precio de cierre de la ronda anterior;

b) Precio final de la ronda para el producto regulado;

c) Margen de preferencias de la oferta calculado al precio de cierre de la ronda anterior. El margen de preferencia de la oferta MP se calcula como la diferencia entre el precio del producto para la demanda regulada y el precio del producto para la demanda no regulada.

2. Cada uno de los agentes vendedores deberá enviar el conjunto de pares ordenados de forma descendente en función del precio, que revele la cantidad agregada de productos ofertados (QPO) para cada uno de los precios contenidos en el intervalo entre el precio de inicio de la ronda y precio final de la ronda, de la siguiente forma:

Precio $/kWhQPO
P1Q1
......
PiQi
......
P5Q5

Donde:

Pi: Precio del producto regulado valor entero en $/kWh.

Qi: es la cantidad ofertada en el intervalo de precios menores o iguales a Pi y mayores a Pi+1. En el caso que Pi+1 no exista, Qi será la cantidad ofertada en el intervalo de precios menores o iguales a Pi y mayores o iguales al precio final de la ronda.

Pi+1: Es menor a Pi y Qi+1 es menor a Qi para todos los valores de i.

El número de puntos i es menor o igual a 5.

La cantidad agregada de productos ofertados (QPO) corresponderá a la suma de los productos con destino a la atención de la demanda regulada y no regulada con referencia al precio regulado.

Para el intervalo de precios menores al precio de inicio de la ronda y mayores a Pi para i =1, la cantidad ofertada será igual a la cantidad ofertada al precio de inicio de la ronda.

3. Para revelar sus preferencias de oferta entre productos con destino a la demanda regulada y no regulada, el vendedor enviará en cada ronda los valores correspondientes a un margen de preferencia de vender todos los productos ofertados a la demanda regulada MPR y un margen de preferencia de vender todos los productos ofertados a la demanda no regulada MPNR, tal como se indica a continuación:

MPR: Es el valor seleccionado por el vendedor que indica su preferencia de vender toda su cantidad ofertada al producto regulado siempre y cuando el margen de preferencia de la oferta - MP sea mayor o igual a dicho valor. Se expresa en valores enteros en pesos por kWh ($/kWh).

MPNR: Es el valor seleccionado por el vendedor que indica su preferencia de vender toda la cantidad ofertada al producto no regulado siempre y cuando el MP sea menor a dicho valor. Su valor debe ser menor al MPR. Se expresa en valores enteros en pesos por kWh ($/kWh).

4. Una vez finalizada la ronda, el subastador calculará el margen de preferencia de la oferta MP al precio de cierre de la ronda.

5. El valor de MP para un precio del producto regulado igual a pr se calculará conforme a la siguiente fórmula:

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Donde:

n: Número de agentes vendedores

Pr: Precio del producto regulado en $/kWh.

Pnr Precio del producto no regulado en $/kWh.

DR(pr): Demanda regulada al precio pr, en número de productos regulados.

DNR(pr,MP): Demanda no regulada el precio pr-MP, en número de productos no regulados.

QPOi(pr): Cantidad agregada de productos ofertados por el agente vendedor i al precio pr.

QRi(pr,Mp): Cantidad de productos para la demanda regulada ofertados por el agente vendedor i, conforme a los valores pr y MP.

QNRi(pr,MP): Cantidad de productos para la demanda no regulada ofertados por el agente vendedor i, conforme a los valores pr y MP.

El procedimiento anterior sólo se aplica cuando la función de demanda no regulada sea diferente de cero valorada al precio pr menos el máximo valor ofertado de MPR. En caso contrario, el valor MP se considerará indefinido.

6. Posteriormente al cálculo del valor de MP para el precio de cierre de la ronda, el subas­tador calculará el exceso de oferta para cada producto conforme a las siguientes ecuaciones:

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Donde:

ER(pr, MP) Exceso de oferta del producto regulado, en número de productos.

ENR(pr, MP) Exceso de oferta del producto no regulado, en número de productos.

n Número de agentes vendedores

pr Precio del producto regulado en $/kWh.

DR(pr) Demanda regulada al precio pr, en número de productos regulados.

DNR(pr,MP) Demanda no regulada el precio pr-MP, en número de productos no regulados.

QRi(pr,Mp) Cantidad de productos para demanda regulada ofertados por el agente vendedor i, conforme a los valores pr y MP.

QNRi(pr,MP): Cantidad de productos para demanda no regulada ofertados por el agente vendedor i, conforme a los valores pr y MP.

En caso de que el valor de MP sea indefinido, la cantidad ofertada para el producto no regulado QNR de todos los agentes vendedores será igual a cero, y por ende la cantidad ofertada por cada agente para el producto regulado QR será igual a la cantidad agregada de productos ofertados QPO.

7. Si el exceso de productos para la demanda regulada es menor o igual a cero, el su­bastador procederá a determinar el precio de cierre de la subasta y el MP correspondiente, conforme al procedimiento descrito en el numeral anterior. Con estos valores se determinará el número de productos con destino a la demanda regulada y no regulada vendido por cada agente y comprada para la demanda no regulada.

8. El precio de cierre de la subasta se calcula como el menor precio para el producto regulado que genera un exceso mayor o igual a cero. En caso que el exceso sea mayor a cero, se asignarán todas las ofertas no retiradas al precio de cierre menos un peso por kilovatio – hora (1 $/kWh). Las ofertas retiradas al precio de cierre menos un peso por kilovatio hora (1 $/kWh) se asignarán a prorrata de la oferta retirada hasta asignar el total de la demanda.

9. La asignación OVEN y OCOM para demanda no regulada se realizará a prorrata de las participaciones de las compras o ventas resultantes para cada uno. Los valores resultantes de este procedimiento se truncarán, las diferencias existentes por asignar se adjudicarán en forma aleatoria.

B. Subasta tipo sobre cerrado

La subasta de sobre cerrado funcionará de igual forma que una subasta simultánea de reloj descendente de una sola ronda, donde el precio de inicio de la ronda es Pp2 y el precio de cierre será igual al valor del costo equivalente de la energía (CEE) calculado por el ASIC para el mes en que se realice la subasta.

Las ofertas de los agentes vendedores podrán contener hasta 20 pares ordenados. Cada par tendrá asociado un valor de MPR y MPNR, los cuales solo podrán tener hasta tres (3) valores diferentes en todo el conjunto de pares ofertados.

3.3.6 Inadmisión y corrección de ofertas.

Cuando un agente vendedor envíe al sistema una función de oferta que no cumpla con las condiciones establecidas en este reglamento, esta será inadmitida automáticamente por el sistema. Dicha situación deberá ser informada inmediatamente al agente respectivo con el fin de que realice las correcciones necesarias. Si el agente no corrige la oferta no admitida dentro del plazo establecido por el administrador de la subasta para el envío de las ofertas de la ronda, se entenderá que el agente retira la totalidad de la oferta al precio de inicio de la ronda menos 1 $/Kwh.

3.3.7 Reclamaciones.

Todas las reclamaciones que pudieran suscitarse respecto del desarrollo, ejecución y cumplimiento de la subasta, deberá tramitarse por los participantes durante la subasta en presencia del auditor de la subasta y antes del cierre de la misma, para lo cual, el administrador publicará el procedimiento a seguir. Las respuestas estarán a cargo del administrador, con base en la regulación vigente, en caso de no ser posible resolver la reclamación, el administrador tendrá la facultad de suspender la subasta y dar traslado a la CREG.

3.3.8 Idioma.

La subasta y los resultados de la misma serán redactados y se considerarán en castellano, idioma oficial de Colombia.

3.3.9 Fecha y hora.

Para todos los efectos se considerará la fecha y hora legal para la República de Colombia.

3.3.10 Informe del auditor.

Para los casos en los cuales el auditor establezca que en la subasta respectiva no se dio cumplimiento a la normatividad vigente, el proceso adelantado no producirá efectos y la CREG procederá a programar la subasta nuevamente, sin perjuicio de las acciones penales y/o civiles y las actuaciones administrativas a que haya lugar contra las personas que hayan incumplido la normatividad vigente.

4. Política de información.

Para asegurar la eficiencia de la subasta, la información no confidencial de la subasta será únicamente la siguiente:

Con antelación al inicio de la primera ronda o entrega de ofertas en sobre cerrado

• Pp2

• Rango de la demanda objetivo

• Oferta inicial agregada

Durante la subasta en cada ronda

• Precio de inicio y cierre de la ronda

• MPO al precio de cierre de la ronda

• Oferta agregada al precio de cierre de la ronda

Al finalizar la subasta

• Precio de cierre de la subasta de los productos para demanda regulada y no regulada

• Asignaciones resultantes de la subasta.

El administrador, subastador y auditor solamente podrán hacer pública la información según lo establece este reglamento.

Toda la información suministrada y generada en procedimiento de la subasta es confidencial y solo puede hacerse pública por los participantes según lo establece este reglamento.

El Presidente,

Tomás González Estrada,

Viceministro de Minas y Energía, delegado del Ministro de Minas y Energía.

El director ejecutivo,

Javier Augusto Díaz Velasco.

(C.F.)

(Nota: Véase Resolución 120 de 2011 artículo 1° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)