En ejercicio de sus facultades legales, en especial de las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los Decretos 2253 de 1994 y 2696 de 2004,

Conforme a lo dispuesto por el artículo 9 del Decreto 2696 de 2004, la Comisión debe hacer público en su página web todos los proyectos de resoluciones de carácter general que pretenda adoptar, con las excepciones que allí se señalan, con antelación no inferior a treinta (30) días a la fecha de su expedición.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su Sesión 402 del 18 de febrero de 2009, aprobó hacer público el proyecto de resolución “por la cual se adoptan reglas para participar en la asignación de Obligaciones de Energía Firme del Cargo por Confiabilidad con plantas o unidades térmicas que utilicen combustible líquido”.

ARTÍCULO 1o. Hágase público el proyecto de resolución “por 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”.

ARTÍCULO 2o. Se invita a los agentes, a los usuarios, 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 de Regulación de Energía y Gas.

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

ARTÍCULO 4o. La presente Resolución no deroga ni modifica disposiciones vigentes por tratarse de un acto de trámite.

Dada en Bogotá, D.C., 18 FEB. 2009

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,

Según la Ley 143 de 1994, artículo 4, 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.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, con fundamento en las atribuciones que le confiere la ley, mediante las Resoluciones CREG-024 de 1995, y CREG-025 de 1995 expidió normas para regular el funcionamiento del Mercado Mayorista.

Mediante las Resoluciones CREG-198 de 1997 y CREG-075 de 1999 la Comisión 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-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.

La Resolución CREG-026 de 2001 modificó las definiciones de oferta de precios, declaración disponibilidad, despacho programado y se definió la confidencialidad a la información.

Mediante las Resoluciones CREG-004 de 2003 y CREG-014 de 2004, modificadas por la Resolución CREG-004 de 2003 definió la regulación aplicable a las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo –TIE-.

La Comisión ha venido evaluando la subasta de corto plazo del 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, encontrado 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).

ARTÍCULO 1. Precios de Arranque-Parada. Es el valor, expresado en dólares de los Estados Unidos de Norte América, ofertado por un agente generador por un arranque-parada de cada planta o unidad térmica que representa.


ARTÍCULO 2. Modificación de la definición de “Despacho Ideal”. La definición de Despacho Ideal del Artículo 1º de la Resolución CREG-024 de 1995, y del Artículo 3 de la Resolución CREG-004 de 2003, quedará así:


“Despacho Ideal. Es la programación de generación que se realiza a posteriori por el Sistema de Intercambios Comerciales (SIC), la cual atiende la demanda real con la disponibilidad real de las plantas de generación. Este despacho se realiza considerando las ofertas de precios, los precios de arranque-parada y las ofertas de los enlaces internacionales para obtener la combinación de plantas de menor costo para atender de demanda total del día, sin considerar las diferentes restricciones que existen en el sistema, excepto por las condiciones de inflexibilidad de las plantas generadoras.”


ARTÍCULO 3. Modificación del “Cálculo del precio en la Bolsa de Energía”. El aparte “Cálculo del Precio en la Bolsa de Energía” que hace parte del Numeral 1.1. del Anexo A de la Resolución CREG-024 de 1995, quedará así:

“1.1. Cálculo del Precio en la Bolsa de Energía

En este proceso se determina el precio para las diferentes transacciones que se realizan en la Bolsa de Energía; este precio horario en la Bolsa de Energía es igual al precio de oferta en Bolsa más alto incrementado con el valor adicional por los precios de arranque-parada en la hora respectiva, correspondiente a los recursos de generación requeridos para cubrir la demanda total en el despacho ideal que no presenten inflexibilidad. Dentro de este proceso las importaciones provenientes de las TIE, serán consideradas como un recurso con precio de oferta igual al Precio de Oferta del país exportador, en su Nodo Frontera para exportación, al cual se le deben adicionar los cargos asignados al transporte desde el Nodo frontera hasta el STN, si son del caso, el Costo Equivalente Real de Energía del Cargo por Confiabilidad y los cargos propios de los generadores en el mercado Colombiano, asignándole además una disponibilidad comercial equivalente a la importación real”.

ARTICULO 4. Modificación del Numeral 1.1.1.1 (“Determinación del Despacho Ideal”) del Anexo A de la Resolución CREG-024 de 1995. El Numeral 1.1.1.1. del Anexo A de la Resolución CREG-024 de 1995, quedará así:

“1.1.1.1. Determinación del Despacho Ideal

El Despacho Ideal considera el precio de oferta en Bolsa y los precios de arranque-parada de los generadores térmicos y el precio de oferta en Bolsa de los generadores hidráulicos, y los Precios de oferta en el Nodo Frontera para exportación del país exportador, a los cuales se les debe adicionar los cargos asignados al transporte desde el Nodo frontera hasta el STN, si son del caso, el Costo Equivalente Real de Energía del Cargo por Confiabilidad y los cargos propios de los generadores en el mercado colombiano, necesarios para atender la demanda total para cada una de las horas del día en proceso. Para el caso de una importación, la disponibilidad comercial de esta será considerada con un valor igual al de la importación real. Los precios considerados deberán tener en cuenta el resultado de la aplicación de la regla de desempate aplicada para el Despacho Programado.

El Despacho Ideal se determina por medio del programa de Despacho Económico, el cual se ejecuta todos los días a posteriori al de la operación real del sistema, teniendo en cuenta la operación real de cada planta o unidad de generación al finalizar el día anterior y sin tener en cuenta las restricciones en el Sistema Interconectado Nacional, para atender la demanda total del sistema y con la disponibilidad comercial calculada en el SIC. El programa de despacho resultante se denomina Despacho Ideal, el cual determina los recursos disponibles de menor precio requeridos para atender la demanda total, sin considerar las restricciones del Sistema de Transmisión Nacional (STN), de los Sistemas de Transmisión Regional (STR) y la de los Sistemas de Distribución Local (SDL), existentes en la operación, y considerando las características técnicas de las unidades utilizadas en el despacho económico ejecutado para la operación real del sistema”.


ARTICULO 5. Modificación del Numeral 1.1.1 (“Proceso de Cálculo del Precio en la Bolsa de Energía”) del Anexo A de la Resolución CREG-024 de 1995. El Numeral 1.1.4. del Anexo A de la Resolución CREG-024 de 1995, quedará así:

“1.1.4. PROCESO DE CÁLCULO DEL PRECIO EN LA BOLSA DE ENERGÍA (VER DESCRIPCIÓN DETALLADA DEL PROCESO EN EL ANEXO A-4)

Las transacciones en la Bolsa de Energía tendrán un precio único para el mercado nacional (demanda comercial doméstica) y un precio único para el mercado internacional (exportaciones), en cada período horario. Cuando hay demanda internacional, el precio en la Bolsa de Energía para las transacciones internacionales (exportaciones) corresponde al precio de oferta incremental más alto incrementado con el valor adicional por los precios de arranque-parada de las plantas flexibles programadas en el despacho ideal para cubrir la demanda total en la hora de liquidación, y el precio en la Bolsa de Energía para las transacciones domésticas corresponde al precio de oferta incremental más alto incrementado con el valor adicional por los precios de arranque-parada de las plantas programadas en el despacho ideal para cubrir la demanda comercial doméstica en la hora de liquidación. Cuando no hay demanda internacional, el precio en la Bolsa de Energía para las transacciones domésticas corresponde al precio de oferta incremental más alto incrementado con el valor adicional por los precios de arranque-parada de las plantas flexibles programadas en el despacho ideal para cubrir la demanda comercial doméstica en la hora de liquidación”.


ARTICULO 6. Modificación del Numeral 1.1.4.4 (“Precio Horario en la Bolsa de Energía en condiciones normales de operación”) del Anexo A de la Resolución CREG-024 de 1995. El Numeral 1.1.4.3. del Anexo A de la Resolución CREG-024 de 1995, el cual quedará así:

“1.1.4.3. Precio horario en la Bolsa de Energía en condiciones normales de operación.

Para determinar los Precios horarios en la Bolsa de Energía, se procede en la siguiente forma:


• Cuando hay demanda internacional, el Precio en la Bolsa de Energía para las transacciones internacionales (exportaciones) se determina como el mayor precio de oferta incrementado con el valor adicional por los precios de arranque-parada de las unidades flexibles con despacho centralizado, que han sido programadas para generar en el Despacho Ideal, con el fin de cubrir la demanda total y que no presentan inflexibilidad, tal como se sigue:




donde:

ξ Valor adicional por arranques
MPO_Dt,i Máximo valor ofertado para atender demanda total, período horario i
Dt Demanda total
Par Precios de arranque-parada de las plantas que efectivamente arrancaron según el despacho ideal.
i Período horario
j Planta o unidad
n número de plantas
z arranques
h_j,z horas de operación reales de la planta j asociada al arranque z que se miden desde el momento de finalización de la rampa de entrada y el inicio de la rampa de salida correspondientes al mismo arranque.

• En el anterior caso, el Precio en la Bolsa de Energía para las transacciones domésticas corresponde al precio de oferta más alto incrementado con el valor adicional por los precios de arranque-parada de las plantas flexibles programadas en el Despacho Ideal para cubrir la demanda comercial doméstica, tal como sigue:



• Cuando no hay demanda internacional, el Precio en la Bolsa de Energía para las transacciones domésticas se determina como el mayor precio de oferta incrementado con el valor adicional por los precios de arranque-parada de las unidades flexibles con despacho centralizado, que han sido programadas para generar en el Despacho Ideal, con el fin de cubrir la demanda comercial doméstica y que no presentan inflexibilidad, tal como se sigue.”





donde:

Dcd_i demanda comercial doméstica del período horario i


ARTICULO 7. Modificación del Anexo A-4 (“Función Precio en la Bolsa de Energía”) de la Resolución CREG-024 de 1995. El Anexo A-4 de la Resolución CREG-024 de 1995, quedará así:


“ANEXO A-4

FUNCION PRECIO EN LA BOLSA DE ENERGIA

FUNCION Precio en la Bolsa de Energía – SICPREC

Esta función calcula los Precios en la Bolsa de Energía a partir del despacho ideal, estableciendo un precio único para cada mercado (nacional o internacional) en cada período horario, sin considerar los precios de oferta de plantas inflexibles, y corresponde a los precios ofertados más altos incrementado con el valor adicional por los precios de arranque-parada de las plantas flexibles programadas para generar en el despacho ideal (demanda comercial nacional o demanda comercial internacional) en el período de liquidación.

LA FUNCIÓN SICPREC REALIZA LOS SIGUIENTES PROCESOS:

Identificación de plantas inflexibles: En la declaración del día anterior al despacho, cada generador notifica las inflexibilidades en la operación de sus unidades generadoras. Sin embargo, durante el proceso de ejecución de la programación SIC, pueden aparecer inflexibilidades adicionales, las cuales pueden ocurrir por las siguientes causas:

• Una unidad puede estar programada en tal forma que es incapaz de cambiar su generación para suministrar demanda adicional incremental (variación positiva o negativa) al sistema y por lo tanto no entra en el cálculo de los Precios en la Bolsa de Energía. Excepto cuando la unidad esté programada en su disponibilidad declarada o comercial, según el caso, y la misma pueda tener una variación negativa.
• Una unidad es inflexible cuando por sus características técnicas, su generación programada para la hora presenta limitantes que originan cambios en el programa de generación en por lo menos una unidad de generación con menor precio de oferta.
• Una unidad es inflexible cuando por cualquier condición después del cierre del período de ofertas y antes del período definido para reporte de información al redespacho, el generador informa que por sus características técnicas la unidad es inflexible.
  
  Determinación del Precio en la Bolsa de Energía: Para determinar los Precios en la Bolsa de Energía se procede en la siguiente forma:
• Se identifican todas las unidades generadoras que presentan inflexibilidad, con el propósito de no tener en cuenta sus precios de oferta para la determinación de los Precios en la Bolsa de Energía.
• Cuando hay demanda internacional, el Precio en la Bolsa de Energía para transacciones internacionales (exportaciones) se determina como el mayor precio de oferta incrementado con el valor adicional por los precios de arranque-parada de las unidades con despacho centralizado, que han sido programadas para generar en el Despacho Ideal, con el fin de cubrir la demanda total y que no presentan inflexibilidad.
• En el anterior caso, el Precio en la Bolsa de Energía para las transacciones domésticas corresponde al precio de oferta más alto incrementado con el valor adicional por los precios de arranque-parada de las plantas programadas en el Despacho Ideal para cubrir la demanda comercial doméstica.
• Cuando no hay demanda internacional, el Precio en la Bolsa de Energía para transacciones domésticas se determina como el mayor precio de oferta incrementado con el valor adicional por los precios de arranque-parada de las unidades con despacho centralizado, que han sido programadas para generar en el Despacho Ideal, con el fin de cubrir la demanda comercial doméstica y que no presentan inflexibilidad.

La oferta de precios en la bolsa se hará de acuerdo con la Resolución CREG-055 de 1994 (o demás normas que la modifiquen o sustituyan). Sin embargo, para verificar si las cotizaciones de los generadores siguen el criterio definido en la resolución mencionada, la Comisión tomará en cuenta que los precios ofertados serán flexibles y no incluyen costos de arranque y parada e incluirán el efecto de la incertidumbre y las diferencias de percepción de riesgos de los generadores.”

ARTÍCULO 8. Modificación del apartado “Oferta de Precios” del numeral 3.1. del Código de Operación de la Resolución CREG-025 de 1995. El aparte “Oferta de Precios” del numeral 3.1 del anexo denominado Código de Operación de la Resolución CREG-025 de 1995 quedará así:

"3.1 Oferta de Precios:

Para el Despacho Económico Horario, las empresas generadoras deben informar diariamente al CND antes de las 08:00 horas, una única oferta de precio para las veinticuatro (24) horas (expresada en valores enteros de $/MWh) por cada recurso de generación, exceptuando las cadenas hidráulicas: Canoas, Laguneta, Salto y Colegio; Paraíso y Guaca; Troneras, Guadalupe 3 y Guadalupe 4; Alto Anchicayá y Bajo Anchicayá; que harán ofertas de precio en forma integral por cadena

Adicionalmente, las empresas generadoras con plantas y/o unidades térmicas ofertarán en el primer día de cada trimestre los precios 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 al despacho.

Cuando un generador incumpla con lo establecido anteriormente, el CND asumirá como precio de oferta, el menor precio ofertado para cada una de las plantas y unidades según el caso.

Para el envío de información de ofertas al CND, se usará la transmisión electrónica de datos que haya establecido el CND, como medio principal. El CND y el ASIC aplicarán la confidencialidad para el manejo de la información de ofertas suministradas por este medio por las empresas generadoras.

Como medio alterno, ante fallas o indisponibilidades en los sistemas de comunicaciones o de información, se empleará el envío de información de ofertas por fax.

Si a las 08:00 horas el CND no ha recibido ofertas de uno o más generadores, o ha recibido información incompleta o inconsistente, asumirá las ofertas que se presentaron para cada unidad y planta de generación, el día anterior, o la última oferta válida, aplicando los criterios establecidos en el presente Numeral.”


ARTÍCULO 9. Regla de desempate de ofertas de precio. Antes de iniciar el proceso de optimización del Despacho Programado y el Despacho Ideal, se aplicarán las siguientes reglas para el desempate de ofertas:

• Se debe efectuar un ordenamiento aleatorio equiprobable de las plantas o unidades de generación despachadas centralmente.
• Cuando existan dos o más ofertas con el mismo precio, se sumará a las ofertas de precio el valor que se obtiene de la siguiente expresión:


donde:

NSO Número a sumar a la oferta
i Número de orden de la planta
• El desempate de costos totales de la planta se efectuará agregando la siguiente expresión dentro del proceso de optimización cuando una planta presenta un arranque.


donde:

NSP Número a sumar a la planta
i Número de orden de la planta que va de 1 a n
n Número de plantas a despachar
m Número de cifras significativas del valor de 2^n-1

En el caso de AGC se aplicarán las mismas reglas.


ARTÍCULO 10. Modificación del Numeral 1 (“Cálculo de las Generaciones de Seguridad”) del Anexo 2 de la Resolución CREG-062 de 2000. El numeral 1 del Anexo 2 de la Resolución CREG-062 del 2000 quedará así:


“1. Cálculo de las Generaciones de Seguridad

Diariamente el CND realizará el siguiente proceso, para determinar las Generaciones de Seguridad y los límites de intercambio que definen el Despacho Programado.

a) Información Requerida

Demanda
Pérdidas
Base de Datos de Evaluación de Restricciones Eléctricas
Base de Datos de Características Técnicas de Unidades y Plantas
Precios de Ofertas
Precios de Arranque-Parada
Disponibilidades Declaradas
Generación de Menores
Regulación Primaria
Generación de Seguridad solicitada por Operadores de Red (Ver Literales a) y b) del siguiente Numeral)
Mantenimientos de Activos de Uso del STN, Conexión al STN y Activos de STR’s a Nivel IV

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 Precio de Oferta
Par Precio de arranque-parada
Q Disponibilidad Declarada

c) Análisis de Restricciones Eléctricas y Requerimientos de Soporte de Tensión sobre el Predespacho Ideal

El CND establecerá las Restricciones Eléctricas y Requerimientos de Soporte de Tensión sobre el Predespacho Ideal, teniendo en cuentas la Generación de Seguridad solicitada por los OR´s, por seguridad, calidad y para soporte de tensión en sus Sistemas a niveles de voltaje inferiores al nivel IV (Ver Literal b) del siguiente Numeral) y la información disponible en la Base de Datos de Evaluación de Restricciones Eléctricas.

d) Predespacho Programado

El CND encontrará para las veinticuatro (24) horas del Despacho, teniendo en cuenta las inflexibilidades de las unidades y/o plantas de generación y considerando las Restricciones del SIN identificadas en el Literial anterior, un Predespacho Programado tal que:





Sujeto a:


Restricciones Eléctricas


donde:

i Indexa a los Generadores
t Indexa las Horas del Día
Pof Precio de Oferta
Par Precio de arranque-parada
Q Disponibilidad Declarada

e) Despacho Programado Preliminar

El CND encontrará para las veinticuatro (24) horas del Despacho, tomando como dado el Predespacho Programado, un Despacho Programado Preliminar sujeto a las siguientes reglas:

Para cada Sub-Área se calcula el VERPC siguiendo el procedimiento que se describe a continuación:

1. Se toman los Subsistemas Eléctricos definidos de acuerdo con lo establecido en el Anexo No 1 de la presente Resolución.

2. Se asocia a cada Subsistema Eléctrico la Probabilidad Esperada de Falla, calculada de acuerdo con lo establecido en el Literal b) del Artículo 5o. de la presente Resolución.

3. Para cada Subsistema se asigna el Racionamiento Asociado con el mismo.

4. Se calcula el VERPC en cada Sub-Área Operativa como:



Subsistema	Probabilidad de Falla	Racionamiento Asociado
s1	p1	r1
: :	: :	: :
si	pi	ri
: :	: :	: :
sn	pn	rn






donde

i: i-ésimo Subsistema de la Sub-Área.
n: Número de Subsistemas de la Sub-Área.
r: Racionamiento Asociado al i-ésimo Subsistema
p: Probabilidad Esperada de que solamente Falle el i-ésimo Subsistema


Se calcula:





donde

: Es el Valor Esperado de Racionamiento producto de la primera Iteración.
: Número total de Sub-Áreas.
: Promedio Aritmético de los VERPC de las Sub-Áreas.

Se seleccionan las Sub-Áreas tales que:




y hasta donde técnicamente sea factible debe llevarse a cabo la siguiente operación:




f) Despacho Programado

El CND encontrará para las veinticuatro (24) horas del Despacho, tomando como dado el Despacho Programado Preliminar, el Despacho Programado que cumpla con las inflexibilidades de las plantas y/o unidades de generación programadas y con los requerimientos de AGC según la reglamentación vigente.”

ARTÍCULO 11. Modificación del Numeral 4 (“Asignación de la Reserva de Regulación”) del Anexo CO-4 de la Resolución CREG-025 de 1995.. El numeral 4 del Anexo CO-4 de la Resolución CREG-025 de 1995 quedará así:


“4. ASIGNACION DE LA RESERVA DE REGULACIÓN

El CND distribuirá los requerimientos de reserva entre las plantas y/o unidades Elegibles teniendo en cuenta los siguientes criterios:

a) El precio a considerar para asignar la regulación entre las plantas y/o unidades Elegibles, es el mismo precio de oferta de energía y los precios de arranque-parada que hayan efectuado los agentes para dichas plantas y/o unidades en la Bolsa.

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.

c) En caso de oferta insuficiente para cubrir los requerimientos de reserva de regulación requerida, el CND acudiendo al esquema de “Coordinación de la Operación en Tiempo Real” (Numeral 5.2 del Código de Operación), designará a la o las plantas y/o unidades Elegibles hasta llenar los requerimientos de reserva, teniendo en cuenta la minimización de costos.

En este caso se verifica la disponibilidad actual y la última oferta para regulación de frecuencia, con el fin de establecer la disponibilidad para regulación que se considerará.

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. Este proceso se realizará en forma iterativa hasta cubrir los requerimientos técnicos y de reserva.

e) Si durante la operación el CND detecta, que uno o varios de los recursos de regulación, no cumplen los niveles de calidad establecidos, podrá retirar temporalmente el recurso en cuestión del esquema de regulación, mientras se realizan los correctivos necesarios. El CND informará al CNO sobre las causas que motivaron la decisión de retiro temporal.


ARTÍCULO 12. 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 realiza 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 coordina la ejecución de las maniobras directamente en las subestaciones bajo su cobertura o indirectamente a través de los CRDs.
• El CND realiza la supervisión del STN, de los equipos de conexión asociados y de las unidades de generación del SIN incluidas en el Despacho Económico.
• Las empresas generadoras operan 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 corrige la desviación de frecuencia dentro de su margen de regulación.


Posteriormente, el CND determina si hay unidades o plantas que presentan desviaciones del programa. Si es así y éstas pueden volver al programa, el CND solicita a las unidades o plantas ajustarse al mismo. Si con estas acciones el margen de regulación no se restablece, el CND solicita variación en la generación de unidades o plantas para que asuman la desviación, de acuerdo con el orden que resultó en el proceso de optimización. 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 13. Modificación del Artículo 3 de la Resolución CREG-075 de 1999. El artículo 3 de la Resolución CREG-075 de 1999 quedará así:
“Artículo 3o. Reconciliación del Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia. Las plantas y/o unidades de generación a las que se les haya asignado el Servicio de AGC, serán objeto de reconciliación, con independencia de que su precio de oferta resulte o no en mérito. El esquema de Reconciliación aplicable a cada planta y/o unidad de generación con asignación de AGC, se establece a continuación:


Sean:

H Potencia asociada con la Holgura horaria requerida por el Sistema, establecida por el CND

HO Potencia asociada con la Holgura horaria asignada al Generador


HO = HOP + HOT + HOS


donde:

HOP Potencia asociada con la Holgura Propia

HOT Potencia asociada con la Holgura asumida en contratos de traspaso

HOS Potencia asociada con la Holgura disponible para el mercado spot


Gp Generación Programada


Se tiene:






Gpp: Generación Programada Propia





Gpt: Generación Programada del agente que traspasa su Holgura


Sean:

REC Reconciliación en la Bolsa

PR Precio de Reconciliación

Gr Generación Real de la planta y/o unidad de generación con AGC asignado
Gi Generación Ideal de la planta y/o unidad de generación con AGC asignado



Las plantas y/o unidades de generación con Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia asignado, son objeto de Reconciliaciones, Desviaciones y Remuneración del Servicio de AGC. Para la aplicación de los conceptos anteriores se tienen en cuenta los siguientes criterios y expresiones:


a) Si Gr < Gp - HO

REC = (Gr – Gi) x PR

DES = (Gp – HO – Gr) x |Precio Bolsa Naciona o Internacional – (Precio Oferta + )|


AGC = 0

donde:

Par_i Precio de arranque-parada de la planta i

b) Si Gr > Gp + HO

REC = (Gr – 2HO - Gi) x PR



DES = (Gr – Gp – HO) x | Precio Bolsa Naciona o Internacional – (Precio Oferta + )|


AGC = 2 x HO x PR

c) Si Gp – HO ≤ Gr ≤ Gp + HO

Gr = Gp – HO


REC = (Gr – Gi) x PR


DES = 0


AGC = 2 x HO x PR

El término PR, contenido en las expresiones de los Literales a), b) y c) corresponde a:

Si Gr > Gi

PR = Mín { Máx (Precio Bolsa i, (Precio Oferta i + ) } ; i = 1, 24


Si Gr ≤ Gi


PR = Precio Oferta i +

Parágrafo. Redespachos. Cuando por solicitud del CND una planta y/o unidad de generación con asignación de AGC, varía su programa previsto de generación en tiempo real, para efectos de las Reconciliaciones y Desviaciones calculadas en el presente Artículo, a su Gr se le adiciona o sustrae la magnitud de la modificación solicitada.





1. Reconciliaciones

La asignación de las Reconciliaciones, se efectúa siguiendo las disposiciones establecidas en la Resolución CREG-074 de 1999.

b) desviaciones

Las Desviaciones estarán a cargo de los agentes generadores causantes de las mismas y su aplicación se realiza de acuerdo con la reglamentación vigente.

c) Servicio de AGC

La asignación de los Costos Horarios por concepto de AGC se realiza entre los siguientes generadores:

• Generadores despachados en la hora respectiva, que no hayan proporcionado Holgura propia y que no tengan vigentes contratos de traspaso de responsabilidad de Holgura.
• Generadores no despachados en la hora respectiva, que hayan asumido mediante contratos de traspaso de responsabilidad de Holgura, la obligación de capacidad regulante de terceros, que hayan sido despachados en la hora correspondiente.
• Generadores con asignación de Servicio de Regulación de Frecuencia en la hora respectiva, que resulten compradores netos de AGC en la bolsa, en los términos establecidos en el Artículo anterior.

El monto horario total por concepto de Remuneración del Servicio de AGC es:

donde i, indexa las plantas y/o unidades de generación con AGC 0, de acuerdo con el Artículo 3o. de la presente Resolución.

La asignación de los Costos Horarios a que hubiere lugar, se efectuará en proporción a la obligación comercial de cada uno de los generadores mencionados.”

“Precio de Importación para Liquidación: Precio que paga el mercado importador equivalente al precio de Bolsa del mercado menos el Costo Equivalente Real en Energía del Cargo por Confiabilidad (CERE), resultante de su despacho ideal, que incluye el Precio de Oferta en cada Nodo Frontera para Exportación de los otros países, incrementado por los cargos regulatoriamente reconocidos asociados con la generación y por el respectivo Costo Equivalente Real de Energía del Cargo por Confiabilidad.”

“Artículo 5º. Determinación de la Curva Horaria de Precios de Oferta en cada Nodo Frontera para Exportación - Curva de Escalones PONE_Qx,i-. Para efecto de las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo –TIE- el CENTRO NACIONAL DE DESPACHO -CND-, estimará horariamente una curva escalonada de Precios de Oferta para cada Nodo Frontera para Exportación, Curva de escalones PONE_QX,i, la cual reflejará un precio por cada valor QX, igual al precio de bolsa que se obtiene al ejecutar el proceso de optimización para cubrir la energía adicional, iniciando con un valor QX igual a la capacidad remanente del generador marginal, incrementando valores de QX hasta que cubra la capacidad máxima de exportación del enlace internacional. Cada escalón PONE_QX,I de la curva deberá incluir la totalidad de costos y cargos asociados con la entrega de energía en dicho nodo frontera de exportación, como se definen en la presente Resolución.

Cada escalón PONE_Qxi de la Curva, se construye de la siguiente manera:

PONE_QXi = Precio_Bolsa_e,_QX, + Costo_Medio_Restricciones_e + Costo_Restricciones_del_Enlace_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_e,_QX: Para la determinación del Precio_Bolsa_e,_QX, el CENTRO NACIONAL DE DESPACHO -CND-, encontrará un Despacho Ideal para las veinticuatro (24) horas del Despacho, para la demanda total doméstica y para cada valor QX hasta la capacidad máxima de exportación, según lo establecido en la resolución CREG 024 de 1995, con condiciones estimadas por el CND para las variables a utilizar, así:
i) Demanda Total Doméstica más cada valor QX

ii) Características técnicas de los recursos de generación.

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

El Precio_Bolsa_e,_QX corresponderá al precio de Bolsa del anterior programa de despacho ideal, para cada QX incremental, expresado en $/kWh.

Costo_Medio_Restricciones_e: Costo estimado en $/kWh de la energía generada por restricciones del Sistema Interconectado Nacional, sin considerar las exportaciones a través de los enlaces internacionales, para cada período horario. Dichos costos incluirán además los previstos en la Resolución CREG 147 de 2001, “Por la cual se aprueba la 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”, los cuales serán suministrados por el LAC.

Dichos costos se determinarán, de conformidad con el procedimiento que se describe en el Anexo 3° de la presente resolución.

Cargos_Uso_STN_e: Costo estimado en $/kWh de los cargos por uso del Sistema de Transmisión Nacional, informados por el Liquidador y Administrador de Cuentas -LAC- al CND; que corresponden al último valor calculado para el Cargo por Uso del STN.

Cargos_CND_ASIC_e,QX: Costo estimado en $/kWh de los servicios por CND y ASIC asociados con una demanda QX, informados por el ASIC al CND.

Cargos_Uso_STR_e,i: Costo en $/kWh estimado de los cargos por uso del Sistema de Transmisión Regional, informados por el Liquidador y Administrador de Cuentas -LAC- al CND; que corresponden al último valor calculado para el Cargo por Uso de STR, para el Enlace Internacional i.

Costo_Restricciones_del_Enlace_e,QXi: Costo estimado en $/kWh de la energía generada por restricciones del SIN, asociada con la exportación a través del Enlace Internacional i, para la oferta de exportación QX, calculado conforme al procedimiento desarrollado en el Anexo 4°, considerando en forma independiente cada uno de los Enlaces Internacionales.

Cargos_Conexión_Col i,QX: Costo estimado en $/kWh, correspondiente al cargo de conexión establecido por la CREG, para el Enlace Internacional i, en el caso en que éste no sea remunerado por cargos por uso. Este cargo se aplicará solo si es del caso.

Costo_Pérdidas_STN_e,Qx,i: Costo estimado en $/kWh, correspondiente al promedio de las pérdidas de energía horarias del STN calculadas por el ASIC, asignadas al enlace i, en proporción a una demanda QX. Este costo será estimado por el ASIC con información histórica.

Costo_Pérdidas_STR_e,Qx,i: Costo estimado en $/kWh, correspondiente a las pérdidas de energía horarias del STR, resultantes de la aplicación del factor de pérdidas del Nivel de Tensión del Operador de Red al cual se conecte el enlace internacional para referir la exportación al nivel de tensión de 230 kV, según la regulación vigente, asignadas al enlace i, en proporción a una demanda QX. Este costo será estimado por el ASIC con información histórica.

PARÁGRAFO 1: El CND verificará que la curva de Precio de Oferta en el Nodo Frontera para Exportación sea monotónicamente creciente, y de no cumplirse esta condición, se tomará como Precio de Oferta en el Nodo Frontera para Exportación, el valor correspondiente al escalón inmediatamente anterior.

La curva de Precio de Oferta en el Nodo Frontera para Exportación deberá estar expresada en Dólares de los Estados Unidos de Norte América, por MWh, para tal fin el CENTRO NACIONAL DE DESPACHO -CND-, empleará la Tasa Representativa de Mercado – TCRM- del día inmediatamente anterior al cual se realiza el Despacho Programado, o la última TCRM vigente, publicada por la Superintendencia Bancaria.

PARÁGRAFO 2: Hasta junio 30 de 2003, el número máximo de incrementos de cantidades QX a considerar en la curva de Precio de Oferta del Nodo Frontera para Exportación, será igual a tres (3), donde el último incremento corresponderá al valor remanente para llegar a la capacidad máxima de exportación del sistema. A partir de julio 1 de 2003 y hasta finalizar el período de transición el número máximo de incrementos de cantidades QX será sin limitaciones. Sin perjuicio de lo anterior la CREG revisará durante el período de transición el número máximo de incrementos a considerar.

Para determinar la variable Precio_Bolsa_e,QX, el CND podrá usar el Predespacho ideal, según el anexo 2 de la Resolución CREG 062 de 2000, y a partir de la publicación de la presente Resolución, el proceso para la determinación del Precio_Bolsa_e,QX, podrá considerar las características técnicas de los recursos de generación”

“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 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, 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

En caso de generadores hidráulicos cuyo precio de oferta haya sido intervenido, la variable Promedio ponderado horario del precio de reconciliación positiva, PRRj, para estos generadores, corresponderá al precio de intervención determinado según lo dispuesto en la Resolución CREG 018 de 1998, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

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.

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/Qprogj))/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.

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

Costo_Restricciones_del_Enlace_e,QXi: Costo de la energía generada por restricciones del SIN, asociada con la exportación a través del Enlace Internacional i, para la oferta horaria de exportación QX.

Dichos costos se determinarán para cada período, de conformidad con el siguiente procedimiento:

1. Se realiza un Despacho Programado considerando la Demanda Total Doméstica.

2. Para cada cantidad QX, iniciando con un valor QX igual a la capacidad remanente del generador marginal, incrementando valores de QX hasta que cubra la capacidad máxima de exportación del enlace internacional i, se calcula un Despacho Ideal.

3. Para cada cantidad QX, iniciando con un valor QX igual a la capacidad remanente del generador marginal, incrementando valores de QX hasta que cubra la capacidad máxima de exportación del enlace internacional i, se calcula un despacho programado, tomando como referencia el Despacho Programado Preliminar para la demanda total doméstica.

4. Para cada recurso j, período k y para cada cantidad QX a exportar por cada enlace i, se determina:

Si (Qprog_j_i_QX – Qideal_j_i_QX) > 0

Entonces, Preferencia_j_i_QX = Máx(PRR j, Precio_Bolsa_ QX)

Si (Qprog_j_i_QX – Qideal_j_i_QX) < 0

Entonces, Preferencia_j_i_QX = (Precio_Bolsa_ QX +(Pof_j+Par_j/Qprog_j))/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.

Preferencia_j_i_QX : Precio de referencia para el recurso j para una cantidad de exportación QX por el enlace i.

Precio_Bolsa_ QX: Precio marginal del Despacho Ideal para una cantidad de exportación QX.

Qprog_j_i_QX: Generación del recurso j del Despacho Programado para una exportación QX por el enlace i en el período k.

Qideal_j_i_QX: Generación del recurso j del Despacho Ideal para una exportación QX por el enlace i en el período k.

Parj: Precios de arranque-parada del recurso j”


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:



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: Generación del recurso j en el período k del Despacho Programado.

Qidealj: Generación del recurso j en el período k del Despacho Ideal.

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 referencia para el recurso j para una cantidad de exportación QX por el enlace i

Cálculo correspondiente a la responsabilidad por AGC:





donde:

j: Generador despachado en el Despacho Programado

n: Número total de generadores despachados para prestar el servicio de regulación secundaria de frecuencia.

m: Número total de generadores despachados en el Despacho Programado

k: Período horario del Despacho Programado

AGC: Costo unitario del servicio de AGC


HO: Holgura asignada al generador j

Qj: Generación programada para el recurso j en el Despacho Programado

Pof_j: Precio de Oferta del recurso j en la hora k

Par_j: Precio de arranque-parada de la planta j

Donde:

RPar_j: Valores a cargo del generador j para cubrir precios de arranque-parada

PBi: Precio de Bolsa en el período horario i

Cmgi: Precio ofertado por la última planta despachada para cubrir la demanda del período horario i

Gj,i: Generación de la planta j en el período horario i

2. Valores a favor de los generadores que efectivamente arrancaron

Los valores a favor de cada generador que efectivamente arrancó la planta serán los que resultan de aplicar la siguiente expresión:






Donde:

PParj: Valores a favor del generador j que arrancó

Par: Precios de arranque-parada ofertados

z: Número de arranques





ARTÍCULO 21. Vigencia. La Resolución que finalmente se adopte regirá a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial y derogará las disposiciones que le sean contrarias.

Firma del Proyecto:

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