RESOLUCIÓN 116 DE 1996

(noviembre 28)
Diario Oficial No. 42.929 bis de 29 de noviembre de 1996

COMISION DE REGULACION DE ENERGIA Y GAS

Por la cual se precisa el método de cálculo del Cargo por Capacidad en el Mercado Mayorista de Electricidad y se aplaza su fecha de entrada en vigencia.

LA COMISION DE REGULACION DE ENERGIA Y GAS

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

CONSIDERANDO

Que para garantizar el cumplimiento del objetivo del Cargo por Capacidad es necesario precisar sus procedimientos de cálculo;

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas en su sesión del día 28 de noviembre de 1996 aprobó la propuesta del Comité de Expertos en tal sentido;

RESUELVE:

ARTICULO 1o. DEFINICIONES. Para efectos de la presente Resolución, y de las demás reglamentaciones que desarrollen aspectos relacionados con el mercado mayorista de energía eléctrica, se tendrán en cuenta las siguientes definiciones generales:

Estación de Invierno: Período comprendido entre el 1o de Mayo y el 30 de Noviembre de cada año.

Estación de Verano. Período comprendido entre el 1o de Diciembre de cada año y el 30 de Abril del año siguiente.

Capacidad Remunerable Teórica - CRT. Es la capacidad de generación que cada planta hidráulica o unidad térmica despachada centralmente, aporta en un Despacho Ideal al abastecimiento de la demanda en condiciones hidrológicas críticas, determinada con la metodología descrita en los Artículos 4 y 5 de la presente Resolución.

Capacidad Remunerable Real - CRR. Es la parte de la Capacidad Remunerable Teórica que estuvo disponible para el abastecimiento de la demanda, determinada con la metodología descrita en el Anexo No 2 de la presente Resolución.

ARTICULO 2o. OBJETO. Esta Resolución establece las reglas aplicables para el cálculo, remuneración, recaudo, conciliación, liquidación, facturación y vigencia de un Cargo por Capacidad en el Mercado Mayorista de electricidad.

ARTICULO 3o. AMBITO DE APLICACION. Esta Resolución se aplica a todos los agentes económicos que generan o comercializan energía eléctrica en el Mercado Mayorista de Electricidad.

ARTICULO 4o. CAPACIDAD REMUNERABLE TEORICA EN LA ESTACION DE VERANO. <Artículo modificado por el artículo 1 de la Resolución CREG- 047 de 1999. El nuevo texto es el siguiente:> Capacidad Remunerable Teórica en la Estación de Verano. Antes de empezar la Estación de Verano de cada año para el cual se calcula la CRT, el Centro Nacional de Despacho (CND) correrá un modelo de largo plazo simulando las condiciones del Despacho Ideal, con los parámetros básicos descritos en el Anexo número 1 y con la información entregada a la CREG por los agentes a más tardar el 10 de noviembre y con el procedimiento descrito en el Anexo número 3 de la presente resolución. Con base en sus resultados se obtendrán las siguientes capacidades teóricas:

La Capacidad Remunerable Teórica Individual (CRTI) de cada planta hidráulica o unidad térmica, será el promedio de su Capacidad Equivalente Mensual Despachada (CEMD) en el modelo de largo plazo, durante los cinco meses de la Estación de Verano;

La Capacidad Remunerable Teórica (CRT) de la Estación de Verano será la suma de las Capacidades Remunerables Teóricas Individuales.

ARTICULO 5o. CAPACIDAD REMUNERABLE TEÓRICA EN LA ESTACIÓN DE INVIERNO. La Capacidad Remunerable Teórica Individual de cada unidad térmica o planta hidráulica tomará durante la Estación de Invierno, un valor igual al mínimo entre su Capacidad Remunerable Teórica Individual de la estación de Verano y su Disponibilidad Comercial promedio durante la misma estación, calculada sobre todas las horas del mes. La Capacidad Remunerable Teórica (CRT) de la Estación de Invierno será la suma de las Capacidades Remunerables Individuales.

ARTICULO 6o. REMUNERACION POR CAPACIDAD (VMC). Es el valor equivalente al costo fijo mensual de la tecnología eficiente de generación con menor costo de capital. A partir del 1o de diciembre de 1996 este valor será de US$5.25/kW-mes, correspondiente a una turbina a gas de ciclo abierto. El cargo se liquidará mensualmente en pesos, con base en la tasa de cambio representativa del mercado para el dólar americano correspondiente al último día del mes liquidado.

ARTICULO 7o. COSTO EQUIVALENTE EN ENERGIA DEL CARGO POR CAPACIDAD. El Costo Equivalente en Energía del Cargo por Capacidad (CEE, $/kWh) que será usado para efectos de cotización en la Bolsa, se calculará cada mes mediante la fórmula:

  CRT x VMC

CEE= ----------------

         ETDP

donde,

- CRT (kW), Capacidad Remunerable Teórica.

- ETDP (kWh), Energía Total Demandada Proyectada en el SIN para cada mes.

VMC ($/kW-mes), Valor Mensual del Cargo por Capacidad calculado en pesos a la tasa representativa del mercado para el dólar americano correspondiente al día hábil inmediatamente anterior al día de la fijación del CEE.

ARTICULO 8o. RECAUDO DEL CARGO POR CAPACIDAD. El Cargo por Capacidad se recaudará a través de los generadores con base en su energía despachada, valorado al CEE definido en el artículo anterior.

ARTICULO 9o. CONCILIACIÓN, LIQUIDACIÓN Y FACTURACIÓN DEL CARGO POR CAPACIDAD. El Sistema de Intercambios Comerciales (SIC) liquidará y distribuirá al final de cada mes los recaudos totales por concepto de Cargo por Capacidad entre los generadores de acuerdo con el procedimiento descrito en el Anexo No 2 de la presente Resolución.

ARTICULO 10. VERIFICACION DE PARAMETROS. <Artículo modificado por el artículo 1 de la Resolución CREG-083 de 2000, el nuevo texto es el siguiente:>

10.1 Las empresas deberán actualizar anualmente los datos de acuerdo con el formato que se muestra en el Anexo 4o. de la presente Resolución. Dicho formato deberá ser remitido a la CREG firmado por el representante legal, antes del 10 de noviembre del año en el cual se va a calcular el Cargo por Capacidad. La CREG enviará antes del 15 de noviembre copia de esta información al CNO para su información, y al CND para efectuar el cálculo respectivo.

10.2 Las plantas y/o unidades de generación de las empresas que no cumplan con el plazo establecido en el presente Artículo, o que diligencien en forma parcial la información sobre parámetros solicitada en el formato, no serán tenidas en cuenta para el cálculo del Cargo por Capacidad del período en cuestión, es decir, su CRT será igual a cero.

10.3 <Plazo prorrogado hasta el 15 de febrero de 2001 por el artículo 1 de la Resolución CREG- 001 de 2001> la La CREG diseñará, antes del 31 de enero del año 2001, un mecanismo de verificación de parámetros, el cual deberá incluir: los criterios de selección de la muestra de plantas y/o unidades, los parámetros a verificar y el tipo de pruebas a realizar en concordancia con los protocolos establecidos por el CNO en sus acuerdos previos. Para estos efectos, el CNO deberá enviar a la CREG antes del 31 de diciembre de 2000 una recomendación acerca de la holgura o margen de error aceptable en los resultados de las pruebas necesarias para verificar los parámetros establecidos en el Anexo 4o. de esta Resolución.

10.4 La contratación de la verificación de los parámetros estará a cargo del CND, quien definirá los Términos de Referencia de acuerdo con lo establecido en el numeral anterior. Dicha verificación de parámetros deberá efectuarse, en lo posible, durante la respectiva Estación de Verano. El CND informará al ASIC el costo de la contratación y la forma de pago. Este costo será pagado por los agentes con plantas y/o unidades de generación con CRT>0 en el correspondiente período, a prorrata de las CRTïs asignadas. El ASIC emitirá notas débito por este concepto a los respectivos agentes, que serán deducibles de las notas crédito de estos generadores.

10.5 La definición de la existencia de discrepancias entre los valores verificados y los valores de los parámetros reportados por los agentes, por fuera de los rangos de holgura o margen de error definidos por la CREG, dará lugar a que el VD (Valor a Distribuir) de las plantas y/o unidades con dichas discrepancias sea igual a cero (0) en las estaciones de verano e invierno para las cuales se utilizó la información sobre parámetros entregada por los agentes. Lo anterior implica la cesación de los pagos por concepto de Cargo por Capacidad que aún no se hayan efectuado y la devolución de los pagos recibidos, de la manera que se explica en los Numerales 10.7 a 10.9 de este Artículo.

Como consecuencia, los pagos por concepto del Cargo por Capacidad están sometidos a condición resolutoria, consistente en que si mediante acto administrativo en firme se determine la existencia de las referidas discrepancias, por fuera de los rangos de holgura o margen de error definidos por la CREG, los pagos hechos sobre el correspondiente período, se tendrán como pago de lo no debido.

10.6 La CREG con el propósito de establecer plenamente la existencia de dichas discrepancias y sus consecuencias y de garantizar el derecho de defensa de los afectados, agotará el trámite previsto en los Artículos 106 y ss. de la Ley 142 de 1994 y en lo no previsto en ellos, aplicará las normas de la parte primera del Código Contencioso Administrativo que sean compatibles. En firme la decisión definitiva sobre la actuación y determinada la existencia de plantas y/o unidades con discrepancias, por fuera de los rangos de holgura o margen de error definidos por la CREG, se comunicará la decisión al ASIC y éste adoptará las medidas correspondientes de acuerdo con lo establecido en los numerales 10.5 y 10.7 a 10.9 de este Artículo.

10.7 Los agentes, cuyas plantas y/o unidades tengan discrepancias, por fuera de los rangos de holgura o márgenes de error definidos por la CREG, deberán devolver los valores recibidos por concepto de Cargo por Capacidad en las estaciones de verano e invierno correspondientes, en un término máximo de tiempo equivalente al período durante el cual los estuvo recibiendo, adicionando a este monto los intereses correspondientes a la tasa de interés bancario corriente, certificada mensualmente por la Superintendencia Bancaria, sobre el saldo adeudado hasta el día en que la deuda sea completamente pagada.

10.8 El agente acordará con el ASIC un cronograma de devolución de los valores recibidos, respetando el plazo máximo establecido. De no llegarse a un acuerdo, el ASIC descontará las sumas adeudadas por el agente, con los respectivos intereses, de las notas crédito que resulten a su favor, dentro el plazo máximo establecido.

10.9 La diferencia entre el valor a recaudar para la totalidad del sistema y el valor a distribuir de los agentes que no presentan discrepancias, será asignada a los comercializadores en proporción a la demanda del mes. El valor asignado al comercializador se deberá considerar como un menor valor del costo de compra de energía y será deducido en el componente G del Costo Unitario de prestación del servicio del comercializador para su mercado regulado, y deberá ser reconocido a los Usuarios No Regulados en los respectivos contratos, inmediatamente sea asignado el valor señalado

10.10 También se dará aviso a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios con el propósito que, en ejercicio de sus funciones, establezca si las respectivas plantas y/o unidades de generación han incurrido en conductas sancionables por violaciones a la Ley y a los actos administrativos a que están sujetas, todo sin perjuicio de la responsabilidad penal que pueda deducirse de estas conductas.

ARTICULO 11. CAPACIDAD DE GENERACION DE RESPALDO. La Capacidad de Generación de Respaldo de que trata el Artículo 23, Literal a), de la Ley 143 de 1994 se encuentra incorporada dentro de la Capacidad Remunerable definida en el artículo 4o de la presente resolución y calculada con los parámetros básicos establecidos en el Anexo No 1.

ARTICULO 12. <DEROGATORIAS>. Los Artículos 4, 5, 6, 7, 8, 9, 12, 13 y 14 de la Resolución CREG-053 del 28 de diciembre de 1994 quedarán derogados en la fecha en que el Cargo por Capacidad entre en vigencia.

ARTICULO 13. VIGENCIA. El Cargo por Capacidad entrará en vigencia a partir del 1o de enero de 1997 y su permanencia será revisada por la CREG a los diez años contados a partir de esa fecha.

ARTICULO 14. OFERTAS DE PRECIO EN LA BOLSA DE ENERGIA. Para efectos del precio de las ofertas a que se refiere el artículo sexto de la Resolución CREG-055 de 1994, el CEE debe incluírse como un costo variable del generador. El CND fijará el CEE para las ofertas de cada nuevo mes con tres días de anticipación.

PARAGRAFO 1o. En ningún caso el Precio de Bolsa será inferior al CEE. Cuando el Precio de Oferta de un Generador sea inferior al CEE, se asumirá como Precio de Oferta, el correspondiente al Precio de Oferta más alto reportado para la hora respectiva más 1 $/MWh.

PARAGRAFO 2o. Para el primer mes de la Estación de Invierno de cada año, la CRT a que se refiere el Artículo 5o de la presente Resolución, se calculará con los datos de disponibilidad existentes hasta el día 25 de abril.

ARTICULO 15. INTERCONEXIONES INTERNACIONALES.  Podrán ser incluídas en el cálculo del Cargo por Capacidad aquellas conexiones internacionales que se constituyan legalmente en Colombia como ESP, o que estén representadas por una ESP constituída en el país y que hayan suscrito garantía de firmeza por 5 o más años en el momento del cálculo de la CRT.

ARTICULO 16.  <VIGENCIA>. La presente Resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial y deroga las disposiciones que le sean contrarias, en especial la Resolución CREG-098 de 1996.

COMUNIQUESE, PUBLIQUESE Y CUMPLASE

Dada en Santafé de Bogotá, D. C., el día 28 de noviembre de 1996.

Ministro de Minas y Energía  

RODRIGO VILLAMIZAR A.

Presidente

EDUARDO AFANADOR I.

Director Ejecutivo

ANEXO NO. 1

PARAMETROS BASICOS DEL MODELO DE LARGO PLAZO

<Anexo modificado por el artículo 2 Resolución CREG- 111 de 2000. El nuevo texto es el siguiente:>

El modelo de largo plazo del CND se correrá utilizando los siguientes parámetros básicos en las corridas que son objeto de la presente Resolución, con la información remitida por la CREG, correspondiente a la suministrada por los agentes en el formato establecido en el Anexo número 4 de la presente resolución, y con la información de la UPME y del CND, a más tardar el 15 de noviembre de cada año:

a) Para el cálculo de la CRT de la estación de verano que se inicia en diciembre del año T, se partirá de los niveles de los embalses al 1 de diciembre del año T-1, y se usará para los veinticuatro meses siguientes a partir de esa fecha, una única serie hidrológica que se determinará de la siguiente manera:

   m = 1, ..., 24.

Qim = Caudales del río i en el mes m.

Hin,m = Caudales para el río i en el mes m correspondiente al bienio n.

n = Bienios que comienzan en diciembre de 1950, diciembre de 1952, diciembre de 1956, diciembre de 1964, diciembre de 1967, diciembre de 1971, diciembre de 1975, diciembre de 1978, diciembre de 1981, diciembre de 1985, diciembre de 1990 y en diciembre de 1996. La CREG podrá incluir períodos críticos adicionales a medida que estos se presenten.

i= 1,..., I; son los ríos que conforman el SIN para los cuales existan series históricas para alguno de los bienios n.

El resto del horizonte será corrido con las series hidrológicas corrientes del modelo.

La información base para la aplicación de este literal corresponde a la serie hidrológica única del SIN.

b) Para el cálculo de la CRT de cada estación de verano, se tendrán en cuenta los niveles mínimos operativos de los embalses;

c) Para las plantas hidráulicas que hayan entrado a operar en el mercado mayorista en fechas posteriores al primero de diciembre del año T-1 su nivel de embalse será el correspondiente al que haya tenido al entrar en operación comercial, o el que prevea tener en el evento en que se trate de plantas cuya entrada en operación comercial sea en fecha posterior al 15 de noviembre del año T;

d) El modelo reflejará para todo su horizonte los índices de indisponibilidad de largo plazo (IH), calculados por los agentes de acuerdo con la metodología vigente. La indisponibilidad correspondiente a los mantenimientos programados no será considerada para el cálculo de la CRT de verano;

e) Para las plantas y/o unidades de generación nuevas, el IH será el establecido en el Anexo CO-1 de la Resolución CREG-025 de 1995.

f) Para el cálculo de la CRT no se considerará la entrada de nuevos proyectos de generación con fecha de entrada posterior al 30 de abril del año T+1 para el cual se calcula la CRT del Cargo por Capacidad. Los parámetros de crecimiento de la demanda, de vulnerabilidad, de confiabilidad, de suministro, de costo de racionamiento y las fechas más probables de futuros proyectos de generación en el horizonte del modelo serán suministrados por la Unidad de Planeamiento Minero Energético (UPME). El modelo usará el escenario de demanda alta neta, y ajustará la capacidad remunerable teórica total de forma que cubra el 105% del escenario de demanda alta neta en cada mes del Verano, descontando la generación de las plantas no despachadas centralmente, con el fin de reflejar condiciones críticas y cubrir un margen de contingencias. Ver Anexo número 3 de esta resolución;

g) Costos de combustible de gas natural. Los costos de combustible por concepto de suministro de gas natural serán los correspondientes al precio máximo regulado establecido en la Resolución CREG 023 de 2000, o aquellas que la modifiquen o complementen, de los campos productores donde el generador manifieste, a más tardar el 10 de noviembre, que compra su gas. Para el gas proveniente de campos que a la entrada en vigencia de la presente resolución, tengan régimen de precio libre, los costos serán los que declare cada generador ante la CREG, lo cual deberán hacer a más tardar el 10 de noviembre.

Los costos por concepto de transporte corresponderán al cargo variable que remunere el 50% de la inversión en la pareja de cargos regulados correspondiente al gasoducto o gasoductos utilizados, aprobada por la CREG en desarrollo de la Resolución CREG-001 de 2000. En caso de no contar con estos cargos al momento del cálculo de la CRT del cargo por capacidad, se utilizará como costo de transporte el correspondiente a los cargos variables establecidos en las Resoluciones CRE-019 de 1994 y CREG-057 de 1996.

En caso que el generador compre su gas de más de un campo productor, deberá declarar a la CREG qué proporción del total de gas utilizado proviene de cada uno de ellos, para poder calcular el costo variable ponderado de suministro y transporte.

Los costos de transporte y de suministro se expresan como $/Unidad de combustible, utilizando la Tasa Representativa del Mercado certificada por la Superintendencia Bancaria al 31 de octubre del año T para el cual se calcula la CRT del Cargo por Capacidad, cuando fuere del caso, y un poder calorífico único de 1 Mbtu/Kpc.

h) Para las plantas y/o unidades de generación que se hayan retirado del SIN durante el año en el cual se calcula el cargo por capacidad, se utilizará la información reportada que se haya utilizado para calcular el cargo por capacidad del año inmediatamente anterior;

i) Costos de combustible diferentes al gas natural. Los costos de combustible por concepto de suministro y transporte para las plantas que generen con combustibles diferentes al gas natural, serán los que reporte la UPME expresado como $/Unidad de combustible¯.

Cada año, la CREG actualizará con el CND el conjunto de parámetros técnicos y económicos del modelo y le dará su visto bueno antes de las corridas que son objeto de la presente Resolución.

Ministro de Minas y Energía

RODRIGO VILLAMIZAR A.

Presidente

EDUARDO AFANADOR I.

Director Ejecutivo

ANEXO No. 2

PROCEDIMIENTO PARA LA CONCILIACION, LIQUIDACION Y FACTURACION

DEL CARGO POR CAPACIDAD

Dentro de los límites establecidos por la Resolución CREG-024 de 1995, el SIC procederá a efectuar la conciliación, liquidación y facturación del Cargo por Capacidad del mes pasado. Para el efecto, seguirá el siguiente procedimiento:

1. Conciliación

- Determinación de la Capacidad Remunerable Real Individual (CRRI) y Capacidad Remunerable Real Total (CRR)

La capacidad remunerable real individual (CRRI) de una unidad térmica o planta hidráulica será el mínimo entre su Capacidad Remunerable (calculada en los Artículos 4o y 5o de la presente Resolución) y su Disponibilidad Comercial promedio durante el mes que se está facturando. Para el efecto de esta Resolución, una planta hidráulica se considera disponible sin tener en cuenta su estado de intervención.

La CRR será la suma de las capacidades remunerables reales individuales en el SIN obtenidas durante cada mes de cualquier estación.

- Cálculo del Costo Equivalente Real en Energía del Cargo por Capacidad Real (CERE)

Para efectos de liquidación y facturación cada mes se usará el CERE, que será calculado mediante la fórmula:

             CRR x VMC

CERE = ------------------

                  ETDR

donde ETDR es la Energía Total Demandada Real en el SIN para cada mes.

2. Liquidación y Facturación

- Cálculo del Valor a Recaudar (VR). Cada unidad térmica o planta hidráulica recaudará a través de sus ventas de energía la cantidad

VR = CERE x G

donde G es su generación (kWh) durante el mes.

- Cálculo del Valor a Distribuir (VD). Cada unidad térmica o planta hidráulica tiene derecho a recibir la cantidad

VD= CRRI x VMC

- Con la ayuda de los parámetros VD y VR se calculará mensualmente para cada unidad térmica o planta hidráulica el valor F

F = VD-VR

Cuando F sea positivo, se originará un saldo a favor del generador en el SIC. Cuando F sea negativo, se producirá por parte del SIC un cobro al generador correspondiente.

Para efectos de facturación se aplicarán los "Procedimientos de Liquidación de Cuentas" establecidos en el Anexo B de la Resolución CREG-024 de 1995.

3. Plantas o Unidades Nuevas

Cuando una planta hidráulica o unidad térmica nueva, ingrese durante la Estación de Verano en una fecha posterior a la prevista en el modelo de largo plazo, su CRT se reducirá en proporción al tiempo de retraso en el ingreso a operación comercial, referido a la duración total de la Estación de Verano.

Ministro de Minas y Energía

RODRIGO VILLAMIZAR A.

Presidente

EDUARDO AFANADOR I.

Director Ejecutivo

ANEXO NO. 3

PROCEDIMIENTO PARA EL CALCULO DE LA CAPACIDAD EQUIVALENTE

MENSUAL DESPACHADA (CEMD).

Para el cálculo de la CEMD se usará el siguiente procedimiento.

1.  Se calculará la potencia no ajustada PEi de la planta o unidad i, así:

           ENi

PEi = ---------

           HMj

donde ENi es la energía mensual despachada en el modelo de largo plazo, y HMj las horas del mes j.

2. Se calculará la CEMDi identificando el factor K, común a todas las plantas del SIN, tal que

CEMDi = minimo (CDi, Pei / k)

donde CDi es la Capacidad Disponible de la planta o unidad i, correspondiente a la Capacidad nominal descontando el índice IH, y

 CEMDi = 1.05 x DEMj

  

donde DEMj es la demanda máxima en el escenario alto en el mes j, (MW), descontada y la generación de las plantas no despachadas centralmente.

Ministro de Minas y Energía

RODRIGO VILLAMIZAR A.

Presidente

EDUARDO AFANADOR I.

Director Ejecutivo

ANEXO No. 4.

<Anexo modificado por el artículo 1 de la Resolución CREG-074 de 2002. El nuevo texto es el siguiente :>

1. Definiciones

Capacidad Efectiva Neta. Es la máxima capacidad de potencia neta (expresada en valor entero en MW) que puede suministrar una planta y/o unidad de generación en condiciones normales de operación, medida en la frontera comercial. Se calcula como la Capacidad Nominal menos el Consumo Propio de la planta y/o unidad de generación.

Factor de utilización de la planta y/o unidad de generación. Relación entre la energía efectivamente producida y la energía máxima posible de generar, considerando para la determinación de esta última la Capacidad Efectiva Neta, durante el mismo período de tiempo y expresada por unidad.

Nivel Mínimo Técnico. Elevación de la superficie del agua en el embalse hasta la cual puede utilizarse su agua, cumpliendo con condiciones de seguridad en las estructuras hidráulicas y en las instalaciones de generación, para plena carga de todas las unidades.

Nivel Máximo Físico. Elevación máxima de la superficie del agua del embalse definida por la cota de la cresta del vertedero, o la cota superior de compuertas, o debajo de ésta, si existe alguna restricción en la estructura hidráulica.

Nivel de Espera. Elevación de la superficie del agua en el embalse definida para la regulación de creciente.

Nivel Mínimo Físico. Elevación de la superficie del agua que corresponde a la cota inferior de la estructura de captación o bocatoma.

Volumen de Espera. Volumen definido entre el Nivel Máximo Físico y el Nivel de Espera.

Volumen Máximo Técnico. Para todos los efectos de modelación, se define como el volumen almacenado en el embalse por encima del Nivel Mínimo Físico y equivale a la suma del Volumen Mínimo Técnico y Volumen Util del embalse.

Volumen Mínimo Técnico. Volumen entre el Nivel Mínimo Técnico y el Nivel Mínimo Físico.

Volumen Muerto del Embalse. Volumen de agua almacenado por debajo del Nivel Mínimo Físico.

Volumen Util del Embalse. Volumen almacenado entre el Nivel Mínimo Técnico y el Nivel Máximo Físico.

2. Formatos

Los siguientes formatos deberán ser llenados por los agentes generadores y entregados a la CREG antes del 10 de noviembre de cada año.

Todos los formatos deben ser diligenciados con dos (2) decimales de precisión. Los IH's, factores de conversión y eficiencias térmicas deben ser reportados con cuatro (4) decimales. Los IH's serán calculados con la información disponible hasta el 30 de septiembre del año T. Esta misma fecha será considerada para determinar los meses de operación de cada uno de los recursos de generación de que trata la Resolución CREG-073 de 2000, contados a partir de su entrada en operación comercial.

(1) Factor de conversión para plantas hidráulicas definido según acuerdos vigentes del CNO y bajo la regulación vigente.

(2) Para las unidades de generación hidráulica se calculará el valor o valores, según aplique, del índice IH de acuerdo con el Anexo CO-1 de la Resolución CREG-025 de 1995, modificado por la Resolución CREG-073 de 2000, y reportarán para cada índice la fecha inicial (F.I) y final (F.F) del período para el cual aplica, expresadas ambas en el siguiente formato día-mes-año (mes en letras). Para los recursos de generación que no sean considerados como nuevos en los términos de la Resolución CREG-073 de 2000, la fecha inicial (F.I) y la fecha final (F.F.) corresponden a la fecha de inicio y la fecha de finalización del horizonte de simulación. Para las Plantas Menores se calculará el índice IH como (1-factor de utilización)*100, aplicando como factor de utilización, el valor mínimo entre los factores de utilización calculados sobre los 24 meses para cada uno de los siguientes períodos: 1o. de diciembre de 1990 al 30 de noviembre de 1992, y 1o. de diciembre de 1996 al 30 de noviembre de 1998. Para las Plantas Menores que entraron en operación con posterioridad al 30 de noviembre de 1998, se asumirá un factor de utilización del 65% sobre la Capacidad Efectiva Neta de cada Planta Menor.

<Formato modificado por el artículo 1 de la Resolución 101 de 2005. El nuevo texto es el siguiente:>

(1) Unidad de medida: Gas (MBTU), Carbón (MBTU), Fuel-Oil (MBTU).

(2) Campo Productor de Gas Natural al cual está referido el precio de suministro. (Resolución CREG-111 de 2000, artículo 2o o aquellas que la complementen o modifiquen).

(3) Diligenciar esta columna sólo cuando corresponda a gas natural suministrado proveniente de campos productores con régimen de precio libre.

(4) Para las unidades de generación térmica, se calcularán el valor o valores según aplique del índice IH de acuerdo con el Anexo CO-1 de la Resolución CREG-025 de 1995, modificado por la Resolución CREG-073 de 2000, y reportaran para cada índice la fecha inicial (F.I) y final (F.F) del período para el cual aplican, expresadas ambas en el siguiente formato día-mes-año (mes en letras). Para los recursos de generación que no sean considerados como nuevos en los términos de la Resolución CREG-073 de 2000, la fecha inicial (F.I) y la fecha final (F.F.) corresponden a la fecha de inicio y la fecha de finalización del horizonte de simulación. Para los Cogeneradores con garantía de potencia se calculará el IH como (1-factor de utilización)*100, aplicando como factor de utilización, el valor mínimo entre los factores de utilización calculados sobre los 24 meses para cada uno de los siguientes períodos: 1o de diciembre de 1990 al 30 de noviembre de 1992, y 1o de diciembre de 1996 al 30 de noviembre de 1998. Para los Cogeneradores con garantía de potencia que entraron en operación con posterioridad al 30 de noviembre de 1998, se asumirá un factor de utilización del 65% sobre la Capacidad Efectiva Neta de cada Cogenerador.

(1) Define los niveles mínimos ó máximos mensuales que hay que mantener en el embalse para la operación sin ningún tipo de restricciones, considerando condiciones asociadas con el uso del agua para propósitos diferentes al de generación de energía eléctrica, tal como: caudal mínimo garantizado aguas abajo del embalse, requerimiento de reservas de agua para consumo humano, riego, navegación, u otros. Aquellos embalses con asignación de Mínimos Operativos no reportarán Curvas Guías.

1) Para aquellos Arcos de Descarga (túneles de descarga) que se encuentren limitados en su operación, bien sea por el generador o por la política de operación de un tercero para cumplir con otros usos del agua diferentes a la generación de energía eléctrica, se deberán informar todos los valores de dicha limitación por parte del generador que reporta la información, en caso de que dicha información no sea reportada los flujos mínimos y máximos serán considerados iguales a cero (0) [m3/s]. Para cada Arco de Descarga se deberá declarar un único valor para Flujo Mínimo y un único valor para Flujo Máximo.

2) Flujo Máximo: Es el máximo caudal en [m3/s] que puede ser descargado a través del Arco de descarga considerando las limitaciones en la operación impuestas por el generador o por un tercero, para usos del agua diferentes a la generación de energía eléctrica.,

3) Flujo Mínimo: Es el mínimo caudal en [m3/s] que puede ser descargado o a través del Arco de descarga considerando las limitaciones en la operación impuestas por el generador o por un tercero, para usos del agua diferentes a la generación de energía eléctrica.

Ministro de Minas y Energía

RODRIGO VILLAMIZAR A.

Presidente

EDUARDO AFANADOR I.

Director Ejecutivo