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

- Crear las condiciones para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente capaz de abastecer la demanda bajo criterios sociales, económicos, ambientales y de viabilidad financiera, promover y preservar la competencia, para lo cual, la oferta eficiente, en el sector eléctrico, debe tener en cuenta la capacidad de generación de respaldo;
- Valorar la capacidad de generación de respaldo de la oferta eficiente;
- Definir y hacer operativos los criterios técnicos de calidad, confiabilidad y seguridad del servicio de energía;
- Establecer el Reglamento de Operación para realizar el planeamiento y la coordinación de la operación del Sistema Interconectado Nacional; y

“Demanda Objetivo: Equivale a la Demanda Total Doméstica de Energía para cada uno de los meses comprendidos entre el 1º de Diciembre y el 30 de noviembre del año siguiente al Período de Planeación, más un porcentaje que fijará la CREG. De este valor se descontará la energía ya cubierta con Obligaciones de Energía Firme asignadas anteriormente y vigentes en el período a subastar y la ENFICC de las Plantas no Despachadas Centralmente que tengan contratos en los que suministre energía para cubrir demanda del período de vigencia a subastar.

La Demanda Total Doméstica de Energía corresponderá a la proyección más reciente elaborada por la UPME para el escenario de proyección seleccionado por la CREG”.

Artículo 2. Modificación del Artículo 25 de la Resolución CREG-071 de 2006. El Artículo 25 de la Resolución CREG-071 de 2006 quedará así:

“Artículo 25. Reglas para la asignación de Obligaciones de Energía Firme para los casos en los cuales no se requiera la realización de una Subasta. Para los años que la CREG determine que no se requiere la realización de una Subasta, las Obligaciones de Energía Firme serán asignadas por el ASIC a cada uno de los generadores a prorrata de su ENFICC de tal manera que se cubra la Demanda Objetivo descontando las Obligaciones de Energía Firme asignadas anteriormente y vigentes en el período a subastar y la ENFICC de las Plantas no Despachas Centralmente con contratos. Para tal efecto se utilizará la declaración de ENFICC más reciente hecha por cada agente generador.”

“Artículo 29. Actualización del Cargo por Confiabilidad. El precio de las Obligaciones de Energía Firme se actualizará a partir de cada 1 de diciembre, siempre y cuando hayan transcurrido más de seis (6) meses desde la fecha en que fue asignada la obligación, utilizando la siguiente fórmula:

Donde:



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

P_{i, asignación}: Precio al que fue asignada la Obligación de Energía Firme respaldada con la planta o unidad de generación i, expresado en dólares por kilovatio hora (US$/kWh).

IPP_nov,t: Índice de Precios al Productor de los Estados Unidos de América correspondiente a bienes de capital, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID: WPSSOP3200), para el mes de noviembre del año t.

IPP_asignación: Índice de Precios al Productor de los Estados Unidos de América correspondiente a bienes de capital, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID: WPSSOP3200), para el mes y el año en que se efectuó la asignación de la Obligación de Energía Firme. Para las asignaciones de Obligaciones de Energía Firme realizadas en el período diciembre de 2006 a noviembre de 2007, el Índice de Precios al Productor será el correspondiente a noviembre del año 2006.”

“1.1.2 Declaración de parámetros


La declaración de los parámetros para la determinación de la ENFICC y la información requerida para participar en la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme deberá ser remitida en los plazos establecidos en la Resolución de que trata el Artículo 18 de la Resolución CREG-071 de 2006.

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

“b. Para cada una de las rondas de la Subasta, el Subastador deberá informar el Precio de Apertura, el Precio de Cierre, la duración de la Ronda y el exceso de oferta al final de la ronda anterior.”

Artículo 6. Modificación del Literal f) del Numeral 3.11 del Anexo 10 de la Resolución CREG-071 de 2006. El Literal f) del Numeral 3.11 del Anexo 10 de la Resolución CREG-071 de 2006 adicionado mediante el artículo 2 de la Resolución CREG-102 de 2007, quedará así:

“f. El proceso se debe repetir hasta cuando el Exceso de Oferta sea menor o igual que cero con una precisión de 3 decimales. En este momento se procederá al despeje del mercado y a la determinación del Precio de Cierre de la Subasta.”

“3.12. Determinación del Precio de Cierre de la subasta y de la asignación de la Obligación de Energía Firme.


El Precio de Cierre de la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía firme y la asignación de la misma se determinarán con el siguiente mecanismo:


3.12.1. Casos en los cuales la Función de Demanda de obligaciones de energía firme corta la Función de Oferta Agregada en un segmento vertical:


En este caso el precio de cierre será igual al precio correspondiente al punto donde se cruzan la Función de demanda y la Función de Oferta Agregada.

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


3.12.2 Casos en los cuales la Función de Demanda de obligaciones de energía firme corta la Función de oferta en un segmento horizontal:


a. En este caso el precio de cierre será igual al precio correspondiente al punto donde se cruzan la Función de demanda y la Función de Oferta Agregada.

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

c. De las combinaciones definidas en el literal anterior se seleccionará aquella cuyo valor de Exceso de Oferta sea el menor.

d. Si en el paso anterior (literal c) se encuentran combinaciones con igual valor de Exceso de Oferta, se tomará aquella cuya sumatoria de fechas de entrada en operación, manifestada en la Declaración de Interés, sea menor.

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

Si durante el Período de Precalificación se informó el retiro temporal de plantas o unidades de generación, se calculará un Precio de Cierre de la Subasta incluyendo en la Función de Oferta agregada la energía firme de las plantas o unidades de generación retiradas temporalmente, para lo cual se utiliza el mismo procedimiento definido en los numerales 3.12.1 y 3.12.2. Este Precio de Cierre se aplicará a las plantas o unidades de generación existentes y a las plantas de que trata el numeral 3.6.1 de este Reglamento, que no tengan obligación de energía firme para el año para el cual se realiza la subasta.

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

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

“c. Participación insuficiente: Si al finalizar la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme al menos el 50% del total de las Obligaciones de Energía Firme asignadas a plantas nuevas y/o plantas o unidades de que trata el numeral 3.6.2 de este Reglamento, no se asigna a plantas o unidades representadas por agentes cuya participación en el mercado de la Energía Firme es menor del 15% de la Demanda Objetivo del año a Subastar, la subasta será calificada como de participación insuficiente.

La participación en el mercado de la Energía Firme para este caso, se medirá como la proporción entre la suma de la ENFICC de las plantas existentes y/o las plantas o unidades de que trata el numeral 3.6.1 de este Reglamento representadas por un mismo agente, y la Demanda Objetivo del año a subastar.

En los casos en los cuales una subasta sea calificada como de participación insuficiente el Precio del Cargo por Confiabilidad asociado a las Obligaciones de Energía Firme respaldadas con plantas o unidades de generación existentes, existentes con obras y especiales, de que trata el numeral 3.6.1 de este Reglamento, será el valor mínimo entre el resultante de incrementar el CE en un diez por ciento y el Precio de Cierre de la Subasta. Las Obligaciones de Energía Firme asignadas y respaldadas con plantas o unidades de generación nuevas o con plantas o unidades de que trata el numeral 3.6.2 de este Reglamento serán remuneradas al Precio de Cierre de la subasta.”

Artículo 9. Modificación del Numeral 3.15 del Anexo 10 de la Resolución CREG-071 de 2006. El numeral 3.15 del Anexo 10 de la Resolución CREG-071 de 2006, adicionado mediante el artículo 2 de la Resolución CREG-102 de 2007, quedará así:

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


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


3.15.1 Reglas para entrar a la Subasta.

a. Identificación de un proyecto que entrará a la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme, con varios desarrolladores.

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

ii. Conjuntamente con la declaración de ENFICC, cada agente que haya declarado proyectos correspondientes a plantas nuevas y/o a las que se refiere el numeral 3.6.2 deberá entregar a la CREG comunicación suscrita por el representante legal en la que informe si su proyecto es excluyente y, en caso de serlo, deberá informar con cuál o cuáles proyectos de los contenidos en dicho documento se excluye.
iii.En caso de no tener certeza sobre la compatibilidad o no exclusión de un proyecto con otro, cada uno de los respectivos agentes que declaró estos proyectos deberá reportarlo como excluyente para su participación en la Subasta.
iv. Si vencido el plazo establecido en el ordinal ii) anterior un agente que declaró proyectos correspondientes a plantas nuevas no entregó a la CREG la información prevista en dicho ordinal, se entenderá que cada uno de los proyectos para los cuales declaró parámetros no es excluyente con otro u otros proyectos contenidos en el respectivo Documento que contiene los parámetros para el cálculo de la ENFICC. Por tanto, posteriormente no se podrá invocar el carácter excluyente del proyecto para justificar la no entrega de las respectivas garantías que respalden la asignación de las Obligaciones de Energía Firme, ni para justificar el incumplimiento de cualquier obligación asociada al Cargo por Confiabilidad.
v. Si solamente un desarrollador declara el proyecto como excluyente con otro, estos proyectos se considerarán como excluyentes, sin perjuicio de las acciones judiciales que puedan ejercer contra este desarrollador el o los agentes que pudieran resultar afectados con la declaración de un proyecto que no era excluyente según lo definido en el ordinal i) de este numeral (3.15.1).
vi. Los proyectos declarados o considerados como excluyentes según las normas anteriores, se tratarán en la subasta como un solo proyecto con varios desarrolladores y los desarrolladores se someten al resultado de la subasta

b. Información requerida para entrar a la Subasta con un proyecto con varios desarrolladores:

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

i. Promesa de compra-venta del estudio entre el dueño o poseedor del estudio y el desarrollador. En la promesa de compra-venta se deberá incluir, entre otros aspectos, el valor base del estudio y la aceptación por las partes del resultado de la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme y de la Subasta de Sobre Cerrado para GPPS.

ii. Sobre cerrado en donde el desarrollador establece el valor que está dispuesto a pagar por el estudio, en caso de que existan varios desarrolladores del mismo proyecto por igual cantidad de ENFICC.
iii. Garantía para amparar la participación en la subasta de acuerdo con lo definido en el Capítulo 3 de la Resolución CREG-061 de 2007, o aquellas que la modifiquen.
iv. Toda la información exigida en la Resolución de que trata el Artículo 18 de la Resolución CREG-071 de 2006 y en los plazos que allí se establezcan.
La documentación exigida en los ordinales i) a iii) de este literal deberá ser remitida por cada desarrollador en el plazo establecido para la entrega de las garantías para participar en la subasta en la Resolución de que trata el Artículo 18 de la Resolución CREG-071 de 2006.
3.15.2 En la subasta se aplicarán las siguientes reglas:

i. En el proceso de subasta, solo será considerada la mayor ENFICC a cada precio de cada proyecto excluyente obtenida a partir de la Función de Oferta declarada por cada desarrollador en cada Ronda.

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

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

iv. En caso de que dos o más desarrolladores con estudios realizados independientemente que hayan ofertado igual ENFICC al precio de cierre de la subasta, el Administrador de la Subasta seleccionará el desarrollador que haya declarado la fecha más temprana de entrada en operación realizada en la Declaración de Interés.”

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

Artículo 11. Modificación del Literal a) del Numeral 3 del Anexo 11 de la Resolución CREG-071 de 2006. El Literal a) del Numeral 3 del Anexo 11 de la Resolución CREG-071 de 2006, adicionado mediante el artículo 7 de la Resolución CREG-101 de 2007, quedará así:

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

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

Artículo 13. Modificación del Artículo 6 de la Resolución CREG-031 de de 2007. El Artículo 6 de la Resolución CREG-031 de 2007, modificado por el Artículo 5 de la Resolución CREG-103 de 2007, quedará así:

“Artículo 6. Demanda Objetivo. Para la Subasta de que trata la presente Resolución, la Demanda Objetivo para cada uno de los meses comprendidos entre el primero (1°) de Diciembre de 2012 y el treinta (30) de Noviembre de 2013 será la que se especifica para el período Dic13-Nov14 de la tabla del Anexo 1 de la presente Resolución, es decir, la misma proyectada por la UPME para el periodo comprendido entre Diciembre de 2013 y Noviembre de 2014.


Para efectos de la asignación de Obligaciones de Energía Firme y construcción de la función de demanda de que trata el Artículo 7 de la presente Resolución, el ASIC en su calidad de Administrador de la Subasta deberá descontar las Obligaciones de Energía Firme que de conformidad con las disposiciones contenidas en la regulación vigente hayan sido asignadas antes de la subasta para el período de vigencia establecido en el Artículo 4 de la presente Resolución, así como la ENFICC de las plantas no despachadas centralmente que tengan contratos en los que suministre energía para cubrir demanda del período de vigencia a subastar”.

“Artículo 7. Valores de los parámetros CE, M1, y M2 de la función de demanda de energía firme. De conformidad con lo previsto en el Anexo 2 de la Resolución CREG-071 de 2006, se establecen los siguientes valores para las componentes CE, M1, M2, que se deberán utilizar para determinar la función de demanda de energía en la primera Subasta:


CE = 13.045 US$/Mwh
M1 = 69,994 Gwh
M2 = 76,839 Gwh

El ASIC en su calidad de Administrador de la Subasta deberá descontar de los valores establecidos para M1 y M2, las Obligaciones de Energía Firme que hayan sido asignadas antes de la subasta para el período de vigencia establecido en el Artículo 4 de la presente Resolución y la ENFICC de las plantas no despachadas centralmente que tengan contratos en los que suministre energía para cubrir demanda del período de vigencia a subastar, de conformidad con lo establecido en la regulación vigente.”

MANUEL MAIGUASHCA OLANO	HERNÁN MOLINA VALENCIA
Viceministro de Minas y Energía	Director Ejecutivo
Delegado del Ministro de Minas y Energía Presidente