RESOLUCIÓN 76 DE 2009

(junio 12)

Diario Oficial No. 47.386 de 20 de junio de 2009

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Por la cual se modifican y aclaran algunas de las reglas contenidas en la Resolución CREG-051 de 2009.

inicio

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS,

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

CONSIDERANDO QUE:

Según la Ley 143 de 1994, artículo 4o, el Estado, en relación con el servicio de electricidad, tendrá como objetivos en el cumplimiento de sus funciones, los de abastecer la demanda de electricidad de la comunidad bajo criterios económicos y de viabilidad financiera, asegurando su cubrimiento en un marco de uso racional y eficiente de los diferentes recursos energéticos del país; asegurar una operación eficiente, segura y confiable en las actividades del sector; y mantener los niveles de calidad y seguridad establecidos.

La Ley 143 de 1994, artículo 20, definió como objetivo fundamental de la Regulación en el sector eléctrico, asegurar una adecuada prestación del servicio mediante el aprovechamiento eficiente de los diferentes recursos energéticos, en beneficio del usuario en términos de calidad, oportunidad y costo del servicio.

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.

Según la Ley 142 de 1994, artículo 74, son funciones y facultades especiales de la CREG, entre otras, las de regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente; y propiciar la competencia en el sector de minas y energía.

La Ley 142 de 1994, artículo 74, también le asignó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, la función de expedir el Reglamento de Operación para regular el funcionamiento del Mercado Mayorista de energía.

Mediante la Resolución CREG-055 de 1994 se expidieron normas para regular la actividad de generación de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional.

A través de las Resoluciones CREG-024 de 1995 y CREG-025 de 1995 la Comisión expidió normas para regular el funcionamiento del Mercado Mayorista.

La Comisión, mediante las Resoluciones CREG-198 de 1997 y CREG-075 de 1999 estableció las reglas aplicables al servicio de AGC.

Mediante la Resolución CREG-112 de 1998, la Comisión reguló los aspectos comerciales aplicables a las Transacciones Internacionales de Energía como parte del Reglamento de Operación.

A través de la Resolución CREG-083 de 1999 se modificó, entre otras, las disposiciones para la coordinación de la operación del Sistema Interconectado Nacional en tiempo real.

Mediante la Resolución CREG-062 de 2000 fueron definidas las bases metodológicas para la identificación y clasificación de las restricciones y de las generaciones de seguridad en el Sistema Interconectado Nacional, y los criterios generales y procedimientos para la evaluación y definición de las mismas, como parte del Reglamento de Operación.

Mediante la Resolución CREG-063 de 2000 se establecieron los criterios para la asignación entre los agentes del SIN de los costos asociados con las Generaciones de Seguridad y se modifican las disposiciones vigentes en materia de Reconciliaciones, como parte del Reglamento de Operación del SIN.

La Resolución CREG-064 de 2000 contiene las reglas comerciales aplicables al Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia, como parte del Reglamento de Operación del SIN.

Mediante la Resolución CREG-026 de 2001 la Comisión modificó las definiciones de oferta de precios, declaración disponibilidad, despacho programado y dispuso el manejo confidencial de esta la información relacionada con estos aspectos.

A través de la Resolución CREG-062 de 2001 fueron definidas la remuneración para las reconciliaciones positivas y negativas.

Las Resoluciones CREG-004 de 2003 y CREG-014 de 2004, modificadas por las Resoluciones CREG-032 y CREG-096 de 2008 contienen la regulación aplicable a las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo –TIE-.

La Comisión, a través de la Resolución CREG-023 de 2005, expidió disposiciones regulatorias aplicables a los Enlaces Internacionales, que complementaron lo dispuesto en la Resolución CREG-025 de 1995.

El artículo 89 de la Resolución CREG-071 de 2006 derogó la Resolución CREG-018 de 1998.

El artículo 2o de la Resolución CREG-077 de 2008 modificó el literal i) del artículo 2o de la Resolución CREG-063 de 2000.

La Comisión ha venido evaluando la subasta de corto plazo del Mercado de Energía Mayorista –MEM– y ha analizado las posibles alternativas para el manejo del riesgo de los costos de arranque-parada de las plantas y/o unidades térmicas, encontrando necesario adoptar normas para reducir dicho riesgo y promover la competencia en el Mercado, tal como se presenta en el Documento CREG-011 de 2009.

El profesor Peter Cramton, experto internacional en subastas, ha recomendado que en el caso colombiano se utilicen ofertas separadas por cada uno de los distintos tipos de costos. (Radicación CREG E-2009-000617).

Con la Resolución CREG-012 de 2009, la Comisión, en cumplimiento del Decreto 2696 de 2006<sic, 2004>, ordenó publicar un proyecto de resolución general, con la propuesta de modificar el esquema de ofertas de precios, el Despacho Ideal y las reglas para determinar el precio de la Bolsa en el Mercado Energía Mayorista, e invitó a los agentes, usuarios y a las Autoridades Locales Municipales y Departamentales competentes y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, para que remitan sus observaciones o sugerencias sobre la propuesta, dentro de los quince (15) días calendario siguientes a la publicación de la presente Resolución en la página Web de la Comisión.

La mencionada Resolución CREG-012 de 2009, junto con el proyecto, fueron publicados en el Diario Oficial número 47.274, del 25 de Febrero de 2009, y en la página WEB de la CREG el día 24 del mismo mes y año, con el Documento CREG-011 de 2009, denominado “Despachos Económico, Ideal y Precio de Bolsa – Análisis Alternativas para el Manejo de los Precios de Arranque-Parada de las Plantas Térmicas”.

Se recibieron comentarios de: Meriléctrica, radicado E-2009-001978, Termoemcali, radicado E-2009-002165, Termotasajero, radicado E-2009-002166, CHEC, radicado E-2009-002206, ESSA, radicado E-2009-002126, Gecelca, radicado E-2009-002131, XM, radicado E-2009-002124, EPM, radicado E-2009-002156, Isagén, radicado E-2009-002111, AES Chivor, radicado E-2009-002142, Acolgen, radicado E-2009-002190, EPSA, radicado E-2009-002198, Emgesa, radicado E-2009-002167, y Termoflores, radicado E-2009-002314.

El profesor Peter Cramton presentó una evaluación de la propuesta publicada con la Resolución CREG-012 de 2009, y las propuestas sugeridas por los agentes en lo que respecta a la determinación del precio de bolsa. (Radicado CREG E-2009-003234).

La CREG expidió la Resolución CREG-051 de 2009 mediante la cual se modifica el esquema de ofertas de precios, el Despacho Ideal y las reglas para determinar el precio de la Bolsa en el Mercado Energía Mayorista.

XM Compañía de Expertos en Mercados S. A. ESP, mediante comunicación radicada con el número CREG E-2009-005180, informó que en el desarrollo e implementación de los programas que se requieren para la aplicación de la Resolución CREG-051 de 2009 encontró que algunas de las variables definidas en la citada norma requieren aclaración.

De conformidad con lo establecido en el numeral 3 del artículo 2o de la Resolución CREG-097 de 2004, en la expedición de esta resolución no se da aplicación al artículo 9o del Decreto 2696 de 2004 por razones de oportunidad, considerando que se requiere tener estas reglas definidas para realizar el proceso de auditoría a los programas de despacho y al proceso de liquidación.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión número 412 del 12 de junio de 2009, acordó expedir la reglamentación contenida en la presente Resolución.

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. MODIFICACIÓN DE LA FÓRMULA DEL DESPACHO IDEAL DEL NUMERAL 1.1.1.1 (“DETERMINACIÓN DEL DESPACHO IDEAL”) DEL ANEXO A DE LA RESOLUCIÓN CREG-024 DE 1995. La fórmula del Despacho Ideal del numeral 1.1.1.1 del Anexo A de la Resolución CREG-024 de 1995 quedará así:

“El Despacho Ideal será tal que:

Sujeto a estas restricciones:

Características Técnicas

donde:

i Indexa a los Generadores

t Indexa las Horas del Día

Q Generación

Pof Oferta de Precio en la Bolsa de Energía

Par Oferta de Precio de arranque-parada de plantas térmicas que arrancan según el Despacho Ideal.

D Demanda”.

ARTÍCULO 2o. MODIFICACIÓN DEL LITERAL D DE LOS NUMERALES 1 Y 2 DEL ANEXO A-4 (“FUNCIÓN PRECIO EN LA BOLSA DE ENERGÍA”) DE LA RESOLUCIÓN CREG-024 DE 1995. El literal d del numeral 1 del Anexo A-4 de la Resolución CREG-024 de 1995 quedará así:

“d. Se determinará un valor adicional (I) nacional e internacional de la siguiente forma:

-- Para atención de la Demanda Total, IN=0 si para todas las plantas térmicas j, incluidas en el Despacho Ideal que no tengan inflexibilidades por lo menos en un período horario, se cumple la condición

Donde:

IN,j Estimación de ingresos de la planta térmica j por atender la Demanda Total.

PN,j Estimación del valor de operación de la planta j por atender la Demanda Total.

GN,j,i Generación ideal de la planta j en la hora i para atender Demanda Total.

MPON,i Máximo Precio de Oferta para atender la Demanda Total en la hora i.

Pofj Precio ofertado a la Bolsa de Energía por la planta j.

ParN,j,z Precios de oferta de arranque-parada z de la planta j que no genera en el ideal para la Demanda no Doméstica en ninguna de las horas del día.

l Número de arranques de la planta j.

Si no se cumple la condición de la Ec. (1), se calculará el Valor Adicional para la Demanda Total (IN) con las plantas térmicas que no cumplen la condición de la Ec. (1) aplicando la siguiente ecuación:

Donde:

k Número de plantas térmicas que no cumplen la condición de la Ec. (1)

DN,i Demanda Total en la hora i.

Para atención de la Demanda No Doméstica, II=0 si para todas las plantas térmicas j, incluidas en el Despacho Ideal que no tengan inflexibilidades por lo menos en un período horario, se cumple la condición:

Donde:

IN+I,j Estimación de ingresos de la planta térmica j por atender la Demanda Total más la Demanda no Doméstica.

PN+I,j Estimación del valor de operación de la planta j por atender Demanda Total más Demanda no Doméstica.

GN,j,i Generación ideal de la planta j en la hora i para atender Demanda Total.

MPON,i Máximo Precio de Oferta para atender la Demanda Total en la hora i.

MPOI,i Máximo Precio de Oferta para atender la Demanda Total más Demanda No Doméstica en la hora i.

GI,j,i Generación ideal de la planta j en la hora i para atender Demanda no Doméstica.

Pofj Precio ofertado a la Bolsa de Energía por la planta j.

ParI,j,z Precios de oferta del arranque-parada z de la planta j que generan en el ideal en algún período para la Demanda no Doméstica.

l Número de arranques de la planta j.

Si no se cumple la condición de la Ec(2), se calculará el Valor adicional para la Demanda no Doméstica DII con aquellas plantas térmicas que no cumplen la condición de la Ec. (2) aplicando la siguiente ecuación:

Donde:

m Número de plantas térmicas que no cumple la condición de la Ec (2).

DI,i Demanda no Doméstica en la hora i”.

El literal d del numeral 2 del Anexo A-4 de la Resolución CREG-024 de 1995 quedará así:

“d. Se determinará un valor adicional (I) de la siguiente forma:

-- IN=0 si para todas las plantas térmicas j, incluidas en el Despacho Ideal que no tengan inflexibilidades por lo menos en un período horario, se cumple la condición

Donde:

IN,j Estimación de ingresos de la planta térmica j por atender la Demanda Total.

PN,j Estimación del valor de operación de la planta j por atender la Demanda Total.

GN,j,i Generación ideal de la planta j en la hora i para atender Demanda Total.

MPON,i Máximo Precio de Oferta para atender la Demanda Total en la hora i.

Pofj Precio ofertado a la Bolsa de Energía por la planta j.

ParN,j,z Precios de oferta de arranque-parada z de la planta j

l Número de arranques de la planta j.

Si no se cumple la condición de la Ec. (3), se calcula el Valor Adicional para la Demanda Total (IN) con las plantas térmicas que no cumplen la condición de la Ec. (3) con la siguiente ecuación:

Donde:

K Número de plantas térmicas que no cumplen la condición de la Ec. (3)

DN,i Demanda Total en la hora i.

ARTÍCULO 3o. MODIFICAR LA PRIMERA VIÑETA DEL NUMERAL 2 DEL ARTÍCULO 9o DE LA RESOLUCIÓN CREG-051 DE 2009. La primera viñeta del numeral 2 del artículo 9o de la Resolución CREG-051 de 2009 quedará así:

“-- Cuando hay Demanda No Doméstica y no se cumple la condición de la Ec(1) y/o de la Ec (2), del Anexo A 4 de la Resolución CREG 024 de 1995, se aplicará la siguiente expresión:

Si se cumplen las condiciones de las Ec (1) y (2),

ARTÍCULO 4o. MODIFICACIÓN DEL APARTE “PRECIO DE ARRANQUE-PARADA” DEL NUMERAL 3.1 DEL CÓDIGO DE OPERACIÓN DE LA RESOLUCIÓN CREG-025 DE 1995. El aparte “Precio de Arranque-Parada” del numeral 3.1 del anexo denominado Código de Operación de la Resolución CREG-025 de 1995 quedará así:

“Precios de Arranque-Parada

Las empresas generadoras con plantas y/o unidades térmicas ofertarán en el último día de los meses diciembre, marzo, junio y septiembre de cada año el precio de arranque-parada al CND, antes de las 8:00 horas, expresados en valores enteros de dólares de los Estados Unidos de Norteamérica (US$) por cada recurso de generación. Para pasar a pesos (Col$) el CND y el ASIC tomarán la TRM del día anterior a la realización del despacho, tomando los valores enteros en esta moneda.

Los precios de arranque-parada se podrán ofertar por tipo de combustible y configuración, con sujeción a los Acuerdos No. 270 y 414 del Consejo Nacional de Operaciones y las normas que lo adicionen, modifiquen o sustituyan. Además, diariamente al mismo tiempo que hacen la oferta de precios a la Bolsa de energía deberán informar el combustible y la configuración con que se debe considerar cada recurso de generación en el despacho.

Cuando un generador no oferte los precios de arranque-parada en las condiciones aquí establecidas, el CND asumirá lo siguiente:

– Si no declaran la configuración para la primera vez, se tomará la primera configuración declarada según acuerdos del CN0. Para las siguientes veces se tomará la última declarada.

– De acuerdo con el combustible declarado, según el punto anterior, si no ofertan precios de arranque-parada para la primera vez, se tomará el 80% de los costos reconocidos en la Resolución CREG-034 de 2001. Para las siguientes veces se tomará el último valor ofertado.

Cuando una planta nueva entre en operación comercial o una planta adicione otro combustible principal o sustituto se podrán ofertar los precios de arranque-parada una vez inicie su operación comercial y continuarán ofertando los precios de arranque-parada en el último día de los meses diciembre, marzo, junio y septiembre de cada año.

PARÁGRAFO. La primera oferta de precios de arranque-parada se hará el día anterior al primer despacho a realizar aplicando la presente resolución y posteriormente se seguirá ofertando en el último día de los meses diciembre, marzo, junio y septiembre de cada año”.

ARTÍCULO 5o. MODIFICACIÓN DE LOS LITERALES B) Y E) DEL NUMERAL 1 (“CÁLCULO DE LAS GENERACIONES DE SEGURIDAD”) DEL ANEXO 2 DE LA RESOLUCIÓN CREG-062 DE 2000. Los literales b) y e) del numeral 1 del Anexo 2 de la Resolución CREG-062 del 2000 quedará así:

“b) Predespacho Ideal

El CND encontrará para las veinticuatro (24) horas del Despacho, sin tener en cuenta las inflexibilidades de las unidades y/o plantas de generación y sin considerar las Restricciones del SIN, un Predespacho Ideal tal que:

Sujeto a:

donde:

i	Indexa a los Generadores
t	Indexa las Horas del Día
Pof	Oferta de Precio en la Bolsa de Energía
Par	Oferta de Precio de arranque-parada de plantas térmicas que arrancan según el Despacho Ideal.
Q	Generación
D	Demanda.

“e) Despacho Programado

El CND encontrará para las veinticuatro (24) horas del Despacho, un Despacho Programado considerando las características técnicas de las plantas y/o unidades de generación, las Restricciones del SIN identificadas en los literales anteriores y con los requerimientos de AGC según la reglamentación vigente, tal que:

Sujeto a:

Características Técnicas

Restricciones Eléctricas y soporte de tensión

Restricciones Operativas

donde:

i Indexa a los Generadores

t Indexa las Horas del Día

Pof Oferta de Precio en la Bolsa de Energía

Par Oferta de Precio de arranque-parada de plantas térmicas que arrancan según el Despacho Ideal.

Q Generación

D demanda

ARTÍCULO 6o. MODIFICACIÓN DE LOS LITERALES B) Y D) DEL NUMERAL 4 (“ASIGNACIÓN DE LA RESERVA DE REGULACIÓN”) DEL ANEXO CO-4 DE LA RESOLUCIÓN CREG-025 DE 1995. Los literales b) y d) del Numeral 4 (“Asignación de la Reserva de Regulación”) del Anexo CO-4 de la Resolución CREG-025 de 1995 quedará así:

“b) La asignación de la reserva necesaria se hará por un proceso de optimización que minimice los precios para cubrir las necesidades del SIN en las 24 horas, tal que:

Sujeto a:

Restricciones Operativas

donde:

i	Indexa a los generadores
t	Indexa las Horas del Día
Pof	Oferta de Precio en la Bolsa de Energía
Par	Oferta de Precio de arranque-parada de plantas térmicas que arrancan por asignación de holgura
DAGC	Holgura para regulación secundaria de frecuencia
RAGC	Reserva de regulación requerida

“d) Si la utilización de una planta y/o unidad, no permite cumplir con las condiciones técnicas establecidas en el Numeral 2 del presente Anexo, en condiciones de oferta suficiente, se hará una optimización con los siguientes recursos y se le asignará el mínimo técnico de regulación (definido por el CNO), reasignándose los requerimientos de la reserva rodante restante, entre los primeros que minimizan los precios, ordenados de acuerdo con las ofertas de precio a la Bolsa de Energía. Este proceso se realizará en forma iterativa hasta cubrir los requerimientos técnicos y de reserva”.

ARTÍCULO 7o. MODIFICACIÓN DEL NUMERAL 5.2 (“COORDINACIÓN DE LA OPERACIÓN EN TIEMPO REAL”) DEL CÓDIGO DE OPERACIÓN DE LA RESOLUCIÓN CREG-025 DE 1995. El numeral 5.2 de la Resolución CREG-025 de 1995, Código de Operación, quedará así:

“5.2. Coordinación de la operación en tiempo real

-- El CND realizará la coordinación en tiempo real de la operación de los recursos de generación y transmisión del SIN, incluyendo las interconexiones internacionales. Para ello el CND coordinará la ejecución de las maniobras directamente o a través de los demás agentes del SIN.

-- El CND realizará la supervisión de los Activos de Uso del STN y de Conexión al STN, de las interconexiones internacionales a nivel de tensión igual o superior al IV y de las unidades de generación del SIN despachadas centralmente, y las no despachadas centralmente que se requieran, según su criterio.

-- Las empresas generadoras operarán sus unidades siguiendo el Despacho Económico horario o el Redespacho si se presentan modificaciones.

Cuando se presenta un desbalance entre la carga y la generación del sistema, el AGC corregirá la desviación de frecuencia dentro de su margen de regulación.

Posteriormente, el CND determinará si hay unidades o plantas que presentan desviaciones del programa. Si es así y estas pueden volver al programa, el CND solicitará a las unidades o plantas ajustarse al mismo. Si con estas acciones el margen de regulación no se restablece, el CND solicitará variación en la generación de unidades o plantas para que asuman la desviación, teniendo en cuenta los precios ofertados a la Bolsa de Energía de las plantas despachadas en el proceso de optimización, iniciando con la de menor precio, si existe disponibilidad en estas plantas, la disponibilidad adicional se seleccionará de acuerdo con el precio ofertado a la Bolsa de Energía, iniciando con la de menor precio no despachada. La instrucción dada por el CND a los generadores contiene explícitamente la hora a partir de la cual se debe modificar la generación, la nueva generación en MW y la causa por la cual se modifica el programa de generación. La unidad o planta se señala como reguladora”.

ARTÍCULO 8o. MODIFICACIÓN DE LA FÓRMULA PARA DETERMINAR EL PR DEL NUMERAL II DEL ARTÍCULO 4 DE LA RESOLUCIÓN CREG-064 DE 2000. La fórmula para determinar el PR del Numeral II del Artículo 4 de la Resolución CREG-064 de 2000 quedará así:

“El término PR, contenido en las expresiones de los Literales a) y b) se calculará de la siguiente forma:

Para REC >= 0 y AGC:

Donde:

Pit: Precio de Bolsa Internacional en la t-ésima hora.

Pt: Precio de Bolsa Nacional en la t-ésima hora.

Pot: Precio de Oferta del Generador en la t-ésima hora.

Par: Precio de arranque-parada del generador

Para REC < 0, se aplicará la Resolución CREG-034 de 2001 o aquellas que la modifiquen o sustituyan”.

ARTÍCULO 9o. MODIFICACIÓN DEL ARTÍCULO 6o DE LA RESOLUCIÓN CREG-014 DE 2004. El artículo 6o de la Resolución CREG-014 de 2004 quedará así:

“Artículo 6o. Determinación del Precio Nodal de Oferta para Exportación en el Redespacho. Con el fin de aplicar alguna de las causales de redespacho para exportación, establecidas en el artículo 8o de la Resolución CREG 004 de 2003, el CND calculará el Precio Nodal de Oferta para Exportación en el Redespacho, aplicando el siguiente procedimiento:

1. Estimará horariamente un Precio de Oferta para cada Nodo Frontera para Exportación en el Redespacho, para la cantidad de exportación programada QX, PONERQx,i, aplicando la siguiente expresión:

“PONERQx,i = Precio_Bolsa_R_e,QX, + Costo_Medio_Restricciones_e + Costo_Restricciones_del_Enlace_R_e,QX,i + Cargos_Uso_STN_e + Cargos_Uso_STR_e,i + Cargos_Conexión_Col_QX,i + Cargos_CND_ ASIC_e, + Costo_Pérdidas_STN_e,Qx,i. + Costo_Pérdidas_STR_e,Qx,i

donde:

Precio_Bolsa_R_e,QX: Precio de Bolsa estimado de Redespacho, que corresponde al precio que se obtiene de un Predespacho ideal, para el valor QX programado, como se establece a continuación.

Para la determinación del Precio_Bolsa_R_e,QX, el CENTRO NACIONAL DE DESPACHO -CND-, encontrará un Predespacho Ideal para las horas faltantes para cumplir las veinticuatro (24) horas del Redespacho, para la demanda total doméstica y para el valor QX programado para ese período en el Redespacho, con condiciones estimadas por el CND para las variables a utilizar, así:

i) Demanda Total Doméstica más el valor QX programado

ii) Disponibilidad, precio de oferta y precios de arranque-parada declarados por los generadores térmicos, o aquellos precios y/o disponibilidades resultantes de las modificaciones a los mismos, establecidas en la regulación vigente.

Costo_Restricciones_del_Enlace_R_e,QX,i: Costo de la energía generada por restricciones del Sistema Interconectado Nacional, asociado con la exportación a través del Enlace Internacional i, para el valor programado QX en el redespacho, calculado conforme al procedimiento desarrollado en el Anexo 4, considerando en forma independiente cada uno de los Enlaces Internacionales. El CND utilizará en el numeral 2 del Anexo 4 para efectos de obtener este costo, un Predespacho Ideal.

Se mantendrá el valor estimado de las restantes variables integrantes del PONEQx,i, definidas en el artículo 5o de la resolución CREG 004 de 2003, utilizadas para el proceso de Despacho Coordinado, realizado el día anterior al día de operación.

ARTÍCULO 10. MODIFICACIÓN DEL ANEXO 3 DE LA RESOLUCIÓN CREG-004 DE 2003. El anexo 3 de la Resolución CREG-004 de 2003, quedará así:

“ANEXO No. 3

Costo_Medio_Restricciones_e: Costo de la energía generada por restricciones del Sistema Interconectado Nacional, sin considerar las exportaciones a través de los enlaces internacionales, para cada período horario.

El Centro Nacional de Despacho –CND, determinará dichos costos de conformidad con el siguiente procedimiento:

1. Calculará un Despacho Ideal para la Demanda Total Doméstica estimada, y a partir de este Despacho se calculará el Precio_Bolsa_e.

2. Calculará un Despacho Programado considerando la Demanda Total Doméstica.

Para cada recurso j y para cada período k, se determina:

Si (Qprogj – Qidealj) > 0 entonces Preferencia_j = Máx (PRR j, Precio_Bolsa_e)

Si (Qprog j – Qideal j) < 0 entonces Preferencia_j = (Precio_Bolsa_e +(Pofj+(Parj/åtQprogj)))/2

donde:

PRRj: Promedio ponderado horario del precio de reconciliación positiva, informado por el ASIC al CND. Para cada generador hidráulico se tomará el periodo correspondiente a la última semana de liquidación para cada recurso, en la que se hayan aplicado dichos valores. Para cada generador térmico se tomarán las variables CSC, CTC, COM y OCV de la última semana de liquidación. Para la variable CAP, aplicada a la máxima disponibilidad declarada para el despacho programado, cuyo valor se distribuirá entre la generación de seguridad resultante del despacho programado. El PRRj a aplicar deberá ser el menor valor entre el calculado con este procedimiento y el Precio de Oferta incrementado por los precios de arranque-parada variabilizados con la generación programada para el recurso j en el despacho diario.

Preferencia_j: Precio de referencia para el recurso j en el período k

Precio_Bolsa_e: Precio marginal del Despacho Ideal, calculado en el paso 1.

El Costo_Medio_Restricciones_e para el período k corresponderá a:

Donde:

K:	Período del Despacho Programado
CostoRestricDomésticas_k:	Costo de las Restricciones para el período k, para la demanda total doméstica, que incluye el valor mensual en pesos de remuneración de los activos que conforman la variante de línea entre la Subestación Guatapé y la Línea San Carlos-Ancón Sur del Sistema de Transmisión Nacional.
Qprogj:	Generación del recurso j en el período k del Despacho Programado.
Qidealj:	Generación del recurso j en el período k del Despacho Ideal.
Preferenciaj:	Precio de referencia del recurso j en el período k, calculado en el paso 2.
DemandaTotalDoméstica_k:	Demanda total doméstica pronosticada en el período k.
Parj:	Precios de arranque-parada del recurso j
t:	1, …, 24

ARTÍCULO 11. MODIFICACIÓN DEL LITERAL 3 Y 5 DEL NUMERAL A DEL ANEXO 4 DE LA RESOLUCIÓN CREG-004 DE 2003. Los literales 3 y 5 del numeral A del Anexo 4 de la Resolución CREG-004 de 2003 quedarán así:

“3. Para las cantidades Qmax y Qmedio, se calcula un despacho programado”.

“5. Para cada Despacho Programado calculado en el Paso 3, considerando los Precios de Referencia calculados en el Paso 4, y para cada enlace i, se calcula:

Donde:

n.	Número de recursos de generación necesarios para atender la Demanda Total Doméstica más la Exportación QX por el enlace i.
QX.	Corresponde con las cantidades Qmax y Qmedio.
k.	Período del Despacho Programado:
CostoResticDomésticas_k:	Costo de las Restricciones para el período k, para la demanda total doméstica, calculado con el procedimiento descrito para Costo_Medio_Restricciones_k (Anexo 3).
CostoRestic_i_QX_k:	Costo de las Restricciones considerando una TIE de exportación QX por el enlace i.
Qprogj_i_QX:	Generación del recurso j en el período k del Despacho Programado para una TIE de exportación QX.
Qidealj_i_QX:	Generación del recurso j en el período k del Despacho Ideal para una TIE de exportación QX.
Preferencia_j_i_QX:	Precio de ref

ARTÍCULO 12. MODIFICACIÓN DE LA FÓRMULA DE PRECIO DE RECONCILIACIÓN POSITIVA DEL GENERADOR TÉRMICO. La fórmula de Precio de Reconciliación del artículo 1o de la Resolución CREG-034 de 2001, quedará así:

“El Precio de Reconciliación Positiva de un Generador Térmico será igual a:

donde:

CAP = Costo de Arranque-Parada reconocido asociado con la Generación de Seguridad fuera de mérito. Igual a cero si la planta se arranca según el despacho ideal o si arrancó desde un día anterior y continúa generando.

GSA = MW's totales de Generación de Seguridad fuera del despacho ideal durante el día, asociada con dicho Arranque.

Par = Precio ofertado de arranque-parada para la configuración y combustible con el que se le considera para el despacho ideal. Si el arranque se ha incluido en el despacho ideal este valor es cero.

ARTÍCULO 13. VIGENCIA. Esta resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial y su aplicación iniciará para el despacho del 1o de agosto de 2009.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 12 de junio de 2009.

El Presidente,

JULIO CÉSAR VERA DÍAZ

Viceministro de Minas y Energía (E.), Delegado del Ministro.

El Director Ejecutivo,

HERNÁN MOLINA VALENCIA.