Resoluci&oacute;n 5 de 2010 CREG

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 1215 de 2008, y en desarrollo de los Decretos 2253 de 1994 y 2696 de 2004,

CONSIDERANDO QUE:

El artículo 74.1 de la Ley 142 de 1994 le atribuyó la función de expedir la regulación específica para la cogeneración de electricidad y el uso eficiente de energía y gas combustible por parte de los consumidores y de establecer criterios para la fijación de compromisos de ventas garantizadas de energía y potencia entre las empresas eléctricas y entre estas y los grandes usuarios.

De acuerdo con lo establecido en la citada norma, debe expedir el Reglamento de Operación para regular el funcionamiento del Mercado Mayorista de Energía.

En cumplimiento de lo previsto en las normas anteriores, expidió la resolución CREG 085 de 1996, modificada y adicionada por las Resoluciones CREG-107 de 1998, CREG-032 y CREG-039 de 2001, que regulan actualmente la actividad de cogeneración.

Posteriormente, la Ley 1215 de 2008 le asignó la función de determinar, “los requisitos y condiciones técnicas que deben cumplir los procesos de producción combinada de energía eléctrica y energía térmica para que sean considerados un proceso de cogeneración, la metodología para la remuneración del respaldo que otorga el Sistema Interconectado Nacional a los Cogeneradores, la cual debe reflejar los costos que se causan por este concepto, y los demás aspectos necesarios que considere la CREG”.

En su Sesión 391 del 29 de octubre de 2008, aprobó hacer público el proyecto de resolución “por la cual se determinan los requisitos y condiciones técnicas que deben cumplir los procesos de cogeneración y se regula esta actividad”. Tal consulta se realizó mediante la expedición de la Resolución CREG-134 de 2008.

En su Sesión 396, del 22 de diciembre de 2008, aprobó expedir la Resolución CREG-162 de 2008, por la cual se prorrogó un plazo establecido en la Resolución 134 de 2008, con el propósito de lograr una mayor difusión y discusión de la propuesta y que los agentes pudieran enviar sus comentarios y observaciones.

Se recibieron comentarios de las siguientes personas con las comunicaciones radicadas en la CREG así: XM E-2008-011392, ELECTRICARIBE E-2008-011463, Carlos Arturo Agudelo Carvajal E-2008-011653, EPM E-2009-000152, Germán Gutiérrez Escobar E-2009-000457, ASOCAÑA E-2009-000461, Manuelita S.A. E-2009-000481, EMGESA E-2009-000489, EPSA E-2009-000495, GECELCA E-2009-000502, Ingenio La Cabaña S.A. E-2009-000515, Incauca S.A. E-2009-000519, Riopaila Castilla S.A. E-2009-000523, Manuelita S.A. E-2009-000529, Incauca S.A. E-2009-000535, ANDI E-2009-000536, Ingenio Risaralda S.A E-2009-000552, Ingenio Providencia S.A. E-2009-000672 y USAENE LLC - Jairo Ramírez E-2009-002058.

En su Sesión 413, del 16 de julio de 2009, decidió hacer público el proyecto de resolución ajustado “por la cual se determinan los requisitos y condiciones técnicas que deben cumplir los procesos de cogeneración y se regula esta actividad” mediante la Resolución CREG 077 de 2009.

Se recibieron comentarios de los siguientes agentes con las comunicaciones radicadas en la CREG así: ESSA S.A. E.S.P. E-2009-008311, Ingenio Riopaila Castilla S.A. E-2009-008316, Ingenios Cauca y Providencia E-2009-008318, CODENSA S.A. E.S.P. E-2009-008321, Ingenio Pichinchi S.A. E-2009-008324, ASOCAÑA E-2009-008326, Ingenio Providencia S.A. E-2009-008331, XM E.S.P. E-2009-008335, GENERCAUCA S.A. E.S.P. E-2009-008343, Ingenio San Carlos S.A. E-2009-008351, EMGESA S.A. E.S.P. E-2009-008384, ANDI E-2009-008389, GAS NATURAL S.A. E.S.P. E-2009-008391, GECELCA S.A. E.S.P. E-2009-008399, DICELER S.A. E.S.P. E-2009-008401, EPSA S.A. E.S.P. E-2009-008402, Energía Eficiente S.A. E.S.P. E-2009-008405, ACOLGEN E-2009-008444, Ingenio Mayagüez S.A. E-2009-008504, Ingenio Risaralda S.A. E-2009-008685.

Los comentarios recibidos en la CREG fueron considerados para la expedición de la presente resolución y su respectivo análisis se presenta en el documento CREG 003 de 2010.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su Sesión 439 del 1o de febrero de 2010, acordó expedir la presente resolución “por la cual se determinan los requisitos y condiciones técnicas que deben cumplir los procesos de cogeneración y se regula esta actividad”.

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. DEFINICIONES. Para efectos de la presente resolución se aplicarán las siguientes definiciones:

Calor Útil: Es la energía térmica obtenida como resultado de un proceso de Cogeneración destinada al consumo propio o de terceros en procesos industriales o comerciales.

Centro Nacional de Despacho (CND): Entidad encargada de la planeación, supervisión y control de la operación integrada de los recursos de generación, interconexión y transmisión del Sistema Interconectado Nacional, teniendo como objetivo una operación segura, confiable y económica, con sujeción a la regulación vigente y a los Acuerdos del CNO.

Cogeneración: Proceso de producción combinada de energía eléctrica y energía térmica, que hace parte integrante de la actividad productiva de quien produce dichas energías, destinadas ambas al consumo propio o de terceros en procesos industriales o comerciales, de acuerdo con lo establecido en la Ley 1215 de 2008 y en la presente resolución.

Cogenerador: Persona natural o jurídica que tiene un proceso de producción combinada de energía eléctrica y energía térmica como parte integrante de su actividad productiva, que reúne las condiciones y requisitos técnicos para ser considerado como cogeneración. El Cogenerador puede o no, ser el propietario de los activos que conforman el sistema de Cogeneración; en todo caso el proceso de cogeneración deberá ser de quien realice la actividad productiva de la cual hace parte.

Cogenerador existente: Se consideran Cogeneradores Existentes aquellos Cogeneradores que estén registrados ante el ASIC y se encuentren en operación al momento de la expedición de esta resolución, al igual que aquellos proyectos que se encuentren registrados ante la UPME en la FASE III de acuerdo a la Resolución UPME 0638 de diciembre de 2007.

Cogeneradores nuevos: Se consideran Cogeneradores Nuevos aquellos que al momento de la entrada en vigencia de esta resolución no han iniciado su construcción o, habiéndolo iniciado están registrados ante la UPME en Fase I o Fase II de acuerdo a la Resolución UPME 0638 de diciembre de 2007, y que una vez entren en operación acrediten el cumplimiento de los requisitos que en esta resolución se definen.

Combustible de Origen Agrícola (COA): Corresponde a residuos de procesos agrícolas y plantas cultivadas para ser aprovechadas como energéticos.

Combustible principal para Cogeneración: Corresponde al combustible que aporta o se proyecte aporte más del cincuenta por ciento de la energía primaria al proceso de producción combinada de energía eléctrica y energía térmica en un periodo de un año de operación.

Consejo Nacional de Operación (CNO): Es el organismo encargado de acordar los aspectos técnicos para garantizar que la operación integrada del SIN sea segura, confiable y económica y ser el órgano ejecutor del Reglamento de Operación y velar por su cumplimiento.

Demanda Comercial: Corresponde al valor de la demanda real del comercializador, que incluye los factores de pérdidas en las redes de transmisión regional o de distribución local para referir a nivel de 220 kV y las pérdidas del STN.

Demanda Total Doméstica: Sumatoria de los valores de la demanda doméstica de todos los comercializadores, que incluye los factores de pérdidas para referir a nivel de 220 kV y las pérdidas del STN.

Obligación de Energía Firme: <Definición modificada por el artículo 11 de la Resolución 140 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> Vínculo resultante de la Subasta o del mecanismo que haga sus veces, que impone a un generador el deber de generar, de acuerdo con el Despacho Ideal, una cantidad diaria de energía durante el Período de Vigencia de la Obligación, cuando el Precio de Bolsa supere el Precio de Escasez de Activación. Esta cantidad de energía corresponde a la programación de generación horaria resultante del Despacho Ideal hasta una cantidad igual a la asignación hecha en la Subasta, considerando solamente la Demanda Doméstica, calculada de acuerdo con lo definido en esta resolución.

Legislación Anterior

Sistema de Distribución Local (SDL): Sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a los Niveles de Tensión 3, 2 y 1 dedicados a la prestación del servicio en un Mercado de Comercialización.

Sistema de Transmisión Regional (STR): Sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por los Activos de Conexión del OR al STN y el conjunto de líneas, equipos y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan en el Nivel de Tensión 4. Los STR pueden estar conformados por los activos de uno o más Operadores de Red.

Sistema de Transmisión Nacional (STN): Es el sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, equipos y subestaciones que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV, los transformadores con este nivel de tensión en el lado de baja y los correspondientes módulos de conexión.

Sistema Interconectado Nacional (SIN): Es el sistema compuesto por los siguientes elementos conectados entre sí: las plantas y equipos de generación, la red de interconexión, las redes regionales e interregionales de transmisión, las redes de distribución, y las cargas eléctricas de los usuarios.

ARTÍCULO 2o. REQUISITOS Y CONDICIONES TÉCNICAS QUE DEBE CUMPLIR EL PROCESO DE PRODUCCIÓN COMBINADA DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y TÉRMICA PARA SER CONSIDERADO COMO UN PROCESO DE COGENERACIÓN. El proceso de producción combinada de energía eléctrica y térmica que hace parte de la actividad productiva de quien produce dichas energías, podrá ser considerado como un proceso de Cogeneración, cuando quien lo realiza demuestre el cumplimiento de los siguientes requisitos:

a) Tener un Rendimiento Eléctrico Equivalente (REE) superior al mínimo exigido en el artículo 3o de esta resolución. El REE deberá ser calculado como:

Donde,

REE	Rendimiento Eléctrico Equivalente, expresado en porcentaje [%] con aproximación a un decimal.
EE	Producción total bruta de energía eléctrica en el proceso, expresado en kWh. Por consiguiente, incluye tanto la energía eléctrica usada en el proceso productivo propio como los excedentes entregados a terceros.
EP	Energía primaria del combustible consumido por el proceso, expresado en kWh y calculada empleando el Poder Calorífico Inferior del combustible.
CU	Producción total de Calor Útil del proceso, expresado en kWh.
	Eficiencia de referencia para la producción de Calor Útil. Este valor será de 0,9 mientras la CREG no determine otro.

b) Producción mínima de energía eléctrica y térmica en el proceso.

1. Si produce Energía Eléctrica a partir de Energía Térmica, la Energía Eléctrica producida deberá ser mayor (>) al 5% de la Energía Total generada por el sistema (Térmica + Eléctrica).

2. Si produce Energía Térmica a partir de un proceso de generación de Energía Eléctrica, la Energía Térmica producida deberá ser mayor (>) al 15% de la Energía Total generada por el sistema (Térmica + Eléctrica).

PARÁGRAFO 1o. El valor del REE y la producción mínima de energía eléctrica y térmica deberán determinarse por medio de una auditoría y pruebas como se establece en el artículo 6o de esta resolución.

PARÁGRAFO 2o. Como energía térmica para los cálculos señalados en los literales a) y b) solo podrá considerarse el Calor Útil.

ARTÍCULO 3o. VALORES MÍNIMOS DEL REE. El proceso de producción combinada de energía eléctrica y energía térmica que hace parte de la actividad productiva de quien produce dichas energías deberá cumplir los siguientes valores mínimos del REE para ser considerado como un proceso de Cogeneración, de conformidad con el artículo 2o de esta resolución:

a) Para Cogeneradores Nuevos:

Tabla 1. Valores mínimos de REE anual

Tipo de combustible	REE [%]
Gas natural	53,5
Carbón	39,5
Hidrocarburos grados API < 30	30,0
Hidrocarburos grados API > 30	51,0
Bagazo y demás residuos agrícolas de la caña de azúcar	20,0
Otros Combustibles de Origen Agrícola	30,0

Los proyectos de Cogeneración que empleen combustibles diferentes a los indicados en la tabla 1, podrán solicitar a la Comisión se considere la definición del REE mínimo exigible.

En el caso de la quema alternada o combinada de diferentes tipos de combustibles, el REE mínimo exigible se obtendrá mediante la ponderación de los valores de la tabla 1 de acuerdo con la participación energética de cada uno de los combustibles empleados, calculados usando el Poder Calorífico Inferior del combustible, como sigue:

REEm:	Rendimiento Eléctrico Equivalente para la quema alternada o combinada de diferentes tipos de combustibles, expresado en porcentaje [%] con aproximación a un decimal.
EP:	Energía primaria del combustible consumido por el proceso, expresado en kWh y calculada empleando el Poder Calorífico Inferior de cada combustible.
REEc_i:	Rendimiento Eléctrico Equivalente mínimo exigido para la combustible i.
EPc_i:	Energía primaria del combustible i consumido por el proceso, expresada en kWh y calculada empleando el Poder Calorífico Inferior del combustible.

b) Para Cogeneradores Existentes: El REE exigido para cada Cogenerador existente a la fecha de expedición de esta resolución, será el menor valor entre el mínimo exigido para Cogeneradores Nuevos y el que se determine por medio de una auditoría y pruebas como se establece en el artículo 6o de esta resolución. El valor seleccionado se tomará como el mínimo valor del REE que debe mantener cada una de estas plantas.

ARTÍCULO 4o. MODIFICACIÓN DEL ARTÍCULO 7o DE LA RESOLUCIÓN CREG-107 DE 1998. El artículo 7o de la Resolución CREG 107 de 1998 quedará así:

“Sistemas de medición: El cogenerador deberá contar con los sistemas de medición que permitan el registro de la producción de energía eléctrica, energía térmica y el consumo del combustible, para la evaluación del REE y la producción mínima de energía eléctrica del Cogenerador. El sistema de medición y las mediciones deberán cumplir como mínimo lo siguiente:

a) Las mediciones deben ser realizadas en los bornes del generador de energía eléctrica y en los puntos de entrega de la energía térmica (Calor Útil) a la actividad productiva. Estos puntos pueden ser tantos, como los necesarios para registrar la totalidad del Calor Útil y que permitan la consolidación de la producción al momento de su registro.

b) Los equipos de medida de energía eléctrica empleados deben cumplir lo establecido en el anexo denominado “Código de Medida”, aprobado mediante la Resolución 025 de 1995, o aquellas que lo modifique o sustituya.

c) Las mediciones de energía registradas deberán totalizar la producción de energía eléctrica, Calor Útil y el consumo de combustible para ser reportados y auditados.

d) Los registros de Energía Primaria entregada por el combustible consumido y la producción de Energía Eléctrica y Calor Útil deben ser mantenidos, reportados y expresados en kWh.

e) Los métodos de medición, procesamiento, registro, modificación y reporte deben garantizar la exactitud, trazabilidad y veracidad de las medidas, estos métodos estarán sujetos a auditoría”.

ARTÍCULO 5o. REPORTE DE MEDICIONES. El Cogenerador deberá realizar el reporte de las mediciones de Energía Eléctrica, Calor Útil y Energía Primaria entregada por el combustible consumido, teniendo en cuenta las siguientes condiciones:

a) El reporte de los registros debe hacerse de acuerdo con los requisitos del Código de Medida, adoptado mediante la Resolución CREG-024 de 1995 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

b) El Cogenerador deberá reportar al CND los valores de las mediciones de Energía Eléctrica y Calor Útil diariamente antes de las 8:00 a. m. Para el caso de la cantidad de Energía Primaria entregada por el combustible consumido, esta deberá ser reportada semanalmente el día lunes antes de las 8 a. m.

c) En caso de quema alternada o combinada de combustibles, deberá indicar semanalmente el aporte energético de cada combustible.

d) <Literal adicionado por el artículo 2 de la Resolución 47 de 2011. El nuevo texto es el siguiente:> Las mediciones podrán ser modificadas dentro de las veinticuatro (24) horas siguientes a la realización del reporte.

PARÁGRAFO. El CND dispondrá de los medios y establecerá el procedimiento para el reporte de los agentes Cogeneradores en un término máximo de 3 meses siguientes a la fecha de entrada en vigencia de esta resolución.

ARTÍCULO 6o. AUDITORÍA Y PRUEBAS. Los Cogeneradores Nuevos deberán certificar un REE superior al mínimo exigido en la Tabla 1 del artículo 3o, literal a), de esta resolución, así como la producción mínima de energía eléctrica y térmica a que se refiere el literal b) del mismo artículo, 6 meses después del inicio de operación en el Mercado de Energía Mayorista en los términos de la Resolución CREG 107 de 1998 o aquella que la modifique o sustituya.

Los Cogeneradores Existentes deberán certificar el REE de su proceso y el cumplimiento de la producción mínima de energía eléctrica y térmica, dentro de los seis meses siguientes a la fecha en que la CREG expida la resolución adoptando el procedimiento de pruebas y auditoría que se refiere este artículo. Durante este periodo, el Cogenerador existente podrá continuar la venta de excedentes de energía.

Las certificaciones se obtendrán como resultado de una auditoría y una prueba a la planta realizada por una de las empresas auditoras de la lista que adopte el Consejo Nacional de Operación -CNO-. La prueba se debe realizar en coordinación con el CND.

Copia de las certificaciones deberán enviarse a la CREG y al CND. El CND verificará el cumplimiento de los parámetros exigidos en los artículos 2o y 3o de esta resolución soportado en la certificación entregada por la firma auditora. El agente solamente podrá continuar la venta de excedentes de energía eléctrica a partir de la publicación que haga el CND si de su verificación se concluye el cumplimiento de tales parámetros.

La auditoría debe tener como mínimo el siguiente alcance:

a) Revisión de los sistemas de medición de energía primaria, eléctrica y térmica del proceso de Cogeneración que proveen los datos para el cálculo del REE y su trazabilidad al Sistema Internacional de Unidades.

b) Verificación de que la energía térmica medida corresponda única y exclusivamente al Calor Útil.

c) Revisión de la integridad de los registros mantenidos de energía primaria, eléctrica y térmica producida para el cálculo del REE.

d) Determinación del REE del agente cogenerador y de la proporción de la producción de energía eléctrica y térmica.

El procedimiento de auditoría y prueba para las plantas de Cogeneración deberá ser desarrollado por el CNO a más tardar dentro de los tres (3) meses siguientes a la fecha de entrada en vigencia de esta resolución, dentro de este proceso se considerará los comentarios de los agentes y demás interesados.

En el protocolo de prueba se considerará que la unidad de generación deberá operar como mínimo por un periodo de dos (2) horas a su máxima capacidad con su combustible principal para cogeneración, para determinar el cumplimiento de los requisitos definidos en los artículos 2o y 3o de esta resolución. El procedimiento de prueba deberá ser enviado a la CREG para su revisión y posterior adopción.

El costo asociado a la auditoría y las pruebas realizadas será asumido por el agente que la solicite.

La CREG podrá solicitar al Cogenerador en cualquier momento la realización de una auditoría para demostrar el cumplimiento de los requisitos previstos en los artículos 2o y 3o de esta resolución; para esto la CREG solicitará al CND la contratación de una firma auditora de la lista adoptada por el CNO y la programación de la auditoría al Cogenerador. El costo de la auditoría estará a cargo del Cogenerador.

PARÁGRAFO. En caso de modificaciones superiores al 40% de la capacidad instalada de producción de energía eléctrica o energía térmica en el proceso de Cogeneración, al momento de la actualización del registro ante el CND y el ASIC del Cogenerador, este deberá enviar copia de nuevas certificaciones en las cuales se demuestre que mantiene el cumplimiento de los parámetros exigidos en los artículos 2o y 3o de esta resolución.

PARÁGRAFO 2o. <Parágrafo adicionado por el artículo 3 de la Resolución 47 de 2011. El nuevo texto es el siguiente:> Si el Cogenerador requiere de la quema simultánea de combustibles para su operación, podrá emplear estos para la prueba. El REE se determinará como en el caso de la quema alternada o combinada de combustibles.

ARTÍCULO 7o. SEGUIMIENTO DE LOS REQUISITOS Y CONDICIONES TÉCNICAS DE LAS UNIDADES DE COGENERACIÓN. El CND calculará e informará públicamente en la primera semana de los meses de enero, abril, julio y octubre, el REE y la Producción mínima de energía eléctrica y térmica de las unidades de Cogeneración del SIN, empleando los reportes de los últimos doce meses realizados por estos de conformidad con esta resolución.

En caso de no contar con los registros para los últimos doce meses inmediatamente anteriores a las fechas indicadas, debido al momento de entrada del Cogenerador al SIN, el cálculo del REE y la Producción mínima de energía eléctrica y térmica se aplazará hasta que se alcancen los doce meses requeridos.

Si los valores calculados por el CND son inferiores a los mínimos exigidos en los artículos 2o y 3o de esta resolución, el Cogenerador deberá demostrar en un término no mayor a un (1) mes, contado desde la fecha de la publicación efectuada por el CND, el cumplimiento de dichos valores mínimos por medio de una auditoría y pruebas de acuerdo al artículo 6o de esta resolución.

De no presentar la certificación o si cualquiera de los valores certificados resulta inferior a los mínimos exigidos en los artículos 2o y 3o de esta resolución, el proceso de producción combinada de energía eléctrica y térmica no podrá ser considerado como un proceso de cogeneración y, por tanto, el Cogenerador no podrá seguir vendiendo sus excedentes de energía en el Mercado de Energía Mayorista.

PARÁGRAFO. Un Cogenerador podrá retomar la venta de sus excedentes de energía una vez presente una auditoría y pruebas en la forma prevista en el artículo 6o y en la que como resultado se demuestre el cumplimiento de los valores mínimos exigidos en esta Resolución.

PARÁGRAFO 2o. <Parágrafo adicionado por el artículo 4 de la Resolución 47 de 2011. El nuevo texto es el siguiente:> La pérdida de calidad de cogeneración del proceso de producción combinada de energía eléctrica y térmica en los términos de este artículo, será considerada como una causal para la cancelación del registro de la frontera comercial respectiva, de que trata el artículo 3o de la Resolución CREG 006 de 2003 o aquella que la modifique o sustituya.

Para el efecto, corresponderá al ASIC cancelar la frontera comercial.

ARTÍCULO 8o. MODIFICACIÓN DEL ARTÍCULO 5o DE LA RESOLUCIÓN CREG-107 DE 1998. El artículo 5o de la Resolución CREG-107 de 1998, quedará así:

“Artículo 5o. Uso del Respaldo. Se entenderá que un Cogenerador usa el servicio de respaldo cuando la potencia eléctrica promedio que toma de la red en una hora cualquiera, es mayor a la Demanda Suplementaria contratada. En caso de no tenerla, esta se considerará como cero para efectos de la evaluación del uso del respaldo”.

ARTÍCULO 9o. REMUNERACIÓN DEL RESPALDO OTORGADO POR EL SIN A LOS COGENERADORES. La valoración del respaldo se realizará conforme a lo establecido por la Resolución CREG-097 de 2008 o aquella que la modifique o sustituya, para unidades de cogeneración conectadas a un SDL o STR.

El respaldo en el suministro de energía deberá ser contratado con un comercializador en los términos establecidos en la Resolución CREG-107 de 1998 o aquella que la modifique o sustituya. Los contratos de respaldo deberán ser registrados por el comercializador ante el ASIC. Adicionalmente, se deberá considerar lo siguiente:

i) El comercializador deberá registrar e identificar ante el ASIC la frontera del Cogenerador.

ii) La energía consumida durante el respaldo por un Cogenerador Usuario no Regulado será liquidada al Comercializador que lo atiende al Precio de Bolsa.

iii) <Numeral modificado por el artículo 19 de la Resolución 140 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> En caso de que el Precio de Bolsa sea mayor que el precio de escasez de activación y las Obligaciones de Energía Firme asignadas sean mayores que la Demanda Total Doméstica, la cual incluirá el consumo de los Cogeneradores, la diferencia entre el Precio de Bolsa y el precio de escasez ponderado se recaudará como sigue y será aplicada como un menor valor del costo de las restricciones asignado a cada comercializador que atiende la Demanda Total Doméstica en proporción de su Demanda Comercial.

Donde:

R_COGm	Recaudo Cogeneradores para el mes m.
D_COG	Demanda de Cogeneradores durante el respaldo.
PB_h	Precio de Bolsa para la hora h.
PE_h	Precio de escasez ponderado para la hora h.
h	Indexa las horas del mes m durante las cuales hizo uso del respaldo y se cumple la condición indicada”.

Legislación Anterior

iv) Para cualquier otra condición diferente a la establecida en el ítem ii), se aplicará la regulación vigente.