“Artículo 5. Período de Vigencia de la Obligación. El Período de Vigencia de la Obligación para el caso de las plantas y/o unidades de generación existentes será de un año, que inicia el día siguiente a la fecha en que finaliza el Período de Planeación.

Para plantas y/o unidades de generación nuevas, especiales y existentes con obras el propietario, o quien las representa comercialmente, elegirá el Período de Vigencia de la Obligación para ese recurso en particular, que podrá ser entre uno y veinte (20) años para las nuevas, entre uno y diez (10) años para las especiales y entre uno y cinco (5) años para las existentes con obras, contados a partir de la fecha de finalización del Período de Planeación de la asignación en el Período de Transición, de la Subasta o del mecanismo que haga sus veces, por medio del cual se asignó la Obligación de Energía Firme. Una vez elegido este período, no podrá ser modificado.”

“Artículo 31. Participación en la subasta con plantas o unidades de generación con períodos de planeación superiores al período de planeación vigente. Quienes desarrollen plantas o unidades de generación con periodos de construcción superiores al Período de Planeación vigente pero inferiores a diez (10) años, podrán optar por recibir asignaciones de Obligaciones de Energía Firme hasta diez (10) años antes del inicio del Período de Vigencia de las mismas, de conformidad con el mecanismo que se definirá en resolución aparte.

Parágrafo. El precio aplicable a las Obligaciones de Energía Firme asignadas de conformidad con las disposiciones contenidas en este Artículo corresponderá al aplicable a las Obligaciones de Energía Firme asignadas y respaldadas con plantas o unidades de generación nuevas, siempre que la subasta no sea calificada como especial. Cuando la subasta sea calificada como caso especial el precio será igual al aplicable a los generadores existentes.”

“Parágrafo 1. Una planta y/o unidad de generación que tenga cambios en sus características que afecten su ENFICC, disminuyéndola en más del 10%, deberá declarar nuevamente los parámetros para que le sea recalculada la ENFICC. La CREG podrá iniciar este proceso de oficio.

Parágrafo 2. Cuando no se realice declaración de ENFICC, se tomará como declaración la última realizada y verificada por el CND.”

“• Indisponibilidad Histórica Forzada para Plantas y/o Unidades de Generación con Información Reciente.


El IHF de las Plantas y/o Unidades de Generación con Información Reciente se determinará de acuerdo con su tiempo de operación, con base en siguiente tabla:





Tipo de Tecnología	1er. Año (1ª.columna)	2o Año (2a Columna)	3er. Año (3a Columna)
Gas y Combustibles Líquidos	0.2	El menor valor entre 0.15 y el índice histórico del primer año completo de operación	El índice histórico del segundo año completo de operación
Carbón y otros combustibles no incluidos en los casos anteriores	0.3	El menor valor entre 0.2 y el índice histórico del primer año completo de operación	El índice histórico del segundo año completo de operación
Hidráulicas	0.15	El menor valor entre 0.1 y el índice histórico del primer año completo de operación	El índice histórico del segundo año completo de operación



a) Si una unidad aún no ha entrado en operación pero se considera en el horizonte de análisis, o se encuentra en operación desde hace menos de doce (12) meses, se utilizarán los siguientes IHF:

• Para el primer año de operación de la unidad, el valor que aparece en la primera columna;
• Para el segundo año de operación de la unidad en adelante, los valores de 0.15 para unidades térmicas a gas y combustibles líquidos, 0.2 para unidades térmicas a carbón y otros combustibles no contemplados en los casos anteriores y 0.1 para unidades hidráulicas.

b) Si una unidad es calificada como especial o nueva, se utilizarán los siguientes IHF:

• Para el primer año de operación de la unidad, el valor que aparece en la primera columna de la tabla anterior;
• Para el segundo año de operación de la unidad en adelante, el valor será de 0.05.
Cuando la unidad entre en operación, el IHF se actualizará de acuerdo con la tabla según se cumplan los años de operación.

c) Para el cálculo de la ENFICC, el generador podrá declarar un IHF menor, y superior a 0.05, siempre y cuando aporte las garantías correspondientes a la diferencia de la ENFICC entre su declaración y la que resultaría de considerar el IHF calculado con base en la información histórica.

d) Si una unidad se encuentra en operación desde hace más de doce (12) meses, pero su operación no ha completado veinticuatro (24) meses, se utilizarán para todo el horizonte, desde la entrada en operación de la unidad, los índices resultantes de la segunda columna.

e) Si una unidad se encuentra en operación desde hace más de veinticuatro (24) meses, pero su operación no ha completado treinta y seis (36) meses, y tiene información suficiente, se utilizarán para todo el horizonte, desde la entrada en operación de la unidad, los índices resultantes de la tercera columna.

f) Si una unidad se encuentra en operación desde hace más de veinticuatro (24) meses, pero su operación no ha completado treinta y seis (36) meses y tiene información insuficiente, el índice se calculará con la información correspondiente a las estaciones de verano involucradas en el período considerado.

En el cálculo de los IHF para todo tipo de plantas y/o unidades de generación, no se incluirán:

1. Los eventos relacionados con el STN y/o STR que afecten el índice.

2. Los eventos resultantes de una declaración de racionamiento programado por parte del Ministerio de Minas y Energía en los términos del Decreto 880 de 2007, o aquel que lo modifique o sustituya, en virtud del cual se señalan los sectores de consumo más prioritarios.

Para efectos de excluir del cálculo de los IHF los eventos relacionados con la declaración de racionamiento programado, el generador debe cumplir con las siguientes disposiciones:
i) Tener celebrados contratos firmes de suministro y transporte de gas natural.
ii) En la respectiva hora no tener previamente programados mantenimientos.
iii) Destinar el gas contratado al sector prioritario definido por el Ministerio de Minas y Energía.
iv) Para este efecto el transportador y el productor de gas reportarán al CND y al ASIC, inmediatamente termine el ciclo de nominación vigente en gas, la cantidad de energía nominada por cada generador térmico a gas con destino al sector prioritario definido por el Ministerio de Minas y Energía.

3. En el cálculo del IHF de las plantas o unidades de generación térmica a gas natural que declaren, para el Período de Vigencia de la Obligación, la operación continua con un combustible diferente a gas natural, o la infraestructura y el combustible alterno para respaldar la operación con gas natural, se excluirán los siguientes eventos:

i) Los relacionados con el STN y/o STR que afecten el índice, y
ii) Los relacionados con indisponibilidad de gas natural.
Para tal efecto, el generador deberá suscribir una garantía que cubra el diferencial de energía asociado al cambio en el IHF. Esta garantía deberá cumplir con lo dispuesto en el Capítulo VIII de esta resolución y deberá ser remitida a la CREG a más tardar el 25 de noviembre del año en el que inicia el Período de Vigencia de la Obligación.
La planta o unidad térmica que va a utilizar o respaldar la operación continua con combustible diferente a gas natural, deberá aprobar una prueba de generación con este combustible efectuada de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG-109 de 2005, o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan. Esta prueba deberá realizarse dentro de los primeros dos (2) meses del Período de Vigencia de la Obligación y su éxito será declarado por el agente al CND siempre y cuando una firma auditora reconocida, contratada por el generador, certifique que la generación durante la prueba se efectuó con el combustible diferente a gas natural.
Si la prueba es calificada como no exitosa, el generador deberá suscribir un Contrato de Respaldo suficiente para cubrir el diferencial de energía asociado al cambio en el IHF, vigente hasta que se efectúe una prueba exitosa. En caso contrario se hará efectiva la garantía.
Si esta planta o unidad térmica retorna a la utilización de gas natural, para una nueva asignación de Obligaciones de Energía Firme se aplicarán los numerales 1 y 2 anteriores.”

El generador deberá utilizar la equivalencia entre 1 MBTU y 1kpc (1 MBTU = 1kpc) para efectos de diligenciar este formato. Quienes dispongan de certificaciones en las que conste un factor diferente al aquí establecido, podrán usar dicho factor. Estas certificaciones deberán ser remitidas a la CREG con la declaración de parámetros”.

TRANSPORTE DE GAS CONTRATADO EN FIRME PARA CADA MES (MBTU)

Planta o Unidad de Genera-ción

Punto de Entrada

Punto de Salida

Dic

Ene

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago

Sep

Oct

Nov

“8.1.1 Determinación de la Remuneración Real Individual Diaria de la Obligación de Energía Firme asociada a la planta y/o unidad de generación (RRID) y Remuneración Real Total (RRT).

La remuneración real individual diaria de la Obligación de Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i en el día d del mes m (RRID _i,d,m) se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:






donde:

DC_i,h,d,m: Disponibilidad Comercial de la planta i en la hora h del día d del mes m, expresado en kilovatios (kW), sin considerar la indisponibilidad respaldada mediante contratos de respaldo, declaraciones de respaldo o cualquier otro anillo de seguridad. Este respaldo debió registrarse previamente ante el ASIC. Cuando el precio de bolsa sea mayor que el precio de escasez se considerarán las cantidades despachadas de estos tipos de cubrimiento. Cuando no se cumpla la condición anterior, se considerará la cantidad registrada de estos tipos de cubrimiento.

El cálculo de esta componente se realizará de la siguiente forma:



donde:

CCR_i,d,m: Compras en contratos de respaldo o en declaraciones de respaldo para la planta o unidad de generación i vigentes el día d del mes m.

DispComNormal_i,h,d: Disponibilidad Comercial Normal calculada según la metodología definida en la Resolución CREG-024 de 1995 para la planta o unidad de generación i en la hora h del día d.

CEN: Capacidad Efectiva Neta de la planta o unidad de generación i en la hora h.

ODEFR_i,d,m: Obligación Diaria de Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i en el día d del mes m, expresada en kilovatios-hora (kWh).

VCP_i,d,m: Ventas en contratos de respaldado o en declaraciones de respaldo con la planta o unidad de generación i vigentes el día d del mes m.

PCC_i,m: Precio Promedio Ponderado del Cargo por Confiabilidad de la Obligación de Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i vigente en el mes m, expresado en dólares por kilovatio-hora (US$/kWh), que se calculará de acuerdo con la siguiente expresión:






donde:


P_i,m,s: Precio al cual fue asignada la Obligación de Energía Firme asociada a la planta y/o unidad de generación i vigente en el mes m, asignada en la subasta s o en el mecanismo que haga sus veces, expresado en dólares por kilovatio hora (US$/kWh).

ODEFR_i,m,s: Obligación Diaria de Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i en el mes m, asignada en la subasta s o el mecanismo que haga sus veces.

s: Subasta para la asignación de Obligaciones de Energía Firme, mecanismo que haga sus veces o Subasta de Reconfiguración.

El valor de PCC_i,m se convertirá a pesos por kilovatio hora ($/kWh), utilizando la TRM correspondiente al último día del mes liquidado, publicada por la Superintendencia Financiera.

La Remuneración Real Total Mensual para el mes m (RRT_m) se obtendrá aplicando la siguiente fórmula:





donde:

RRID_i,d,m: Remuneración Real Individual Diaria de la Obligación de Energía Firme respaldada por la planta y/o unidad de generación i en el día d del mes m.
n: Número de días del mes m.
k: Número de plantas y/o unidades de generación”.

ARTÍCULO 7. Plantas Existentes con obras para modificar su ENFICC. Se considerarán como plantas existentes con obras, las que cumplen las siguientes condiciones:

1. Si la ENFICC de la planta y/o unidad de generación es menor o igual a 2 TWh-año, el incremento de ENFICC debe ser mayor al 20% y menor al 40% de la misma.

2. Si la ENFICC de la planta y/o unidad de generación es mayor a 2 TWh-año, el incremento de la ENFICC debe ser mayor a 0.4 TWh-año y menor a 0.8 TWh-año.

La ENFICC Base se obtendrá aplicando el numeral 3.1 del Anexo 3 de la Resolución CREG-071 de 2006.

Parágrafo 1. El agente podrá declarar una ENFICC superior a la ENFICC Base e inferior a la ENFICC 95% PSS de cualquiera de las obtenidas con la aplicación de los modelos señalados, siempre y cuando respalde esta diferencia con una garantía de conformidad con lo establecido en el Capítulo VIII de la Resolución CREG-071 de 2006.

Parágrafo 2. Si el generador declara una ENFICC superior a la asociada al 95% PSS mayor de las obtenidas, se utilizará la ENFICC Base.

Parágrafo 3. La Energía Disponible Adicional de las Cadenas Hidráulicas deberá cumplir la definición de la Resolución CREG-071 de 2006, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, y se estimará de la siguiente forma:

i) Si el valor declarado está más próximo a la ENFICC Base, se utilizará el modelo definido en el numeral 3.1 del Anexo 3 de la Resolución CREG-071 de 2006.

ii) Si el valor declarado está más próximo a la ENFICC 95% PSS calculada con el modelo definido en el numeral 3.1 del Anexo 3 de la Resolución CREG-071 de 2006, se utilizará este modelo.

iii) Si el valor declarado está más próximo a la ENFICC 95% PSS calculada con el modelo con optimización de dos fases para el período anual, se utilizará este modelo.

ARTÍCULO 9. Declaración de ENFICC inferior a la ENFICC Base. Las plantas de generación hidráulicas podrán declarar una ENFICC inferior a la ENFICC Base. El valor declarado se mantendrá igual durante cinco (5) años. En consecuencia, durante este periodo no se podrá cambiar el valor declarado por ningún motivo

ARTÍCULO 10. Cambio de ENFICC por diferencias entre los parámetros teóricos reportados y los parámetros reales en plantas nuevas, especiales y existentes con obras. Los agentes generadores que en las fechas de declaración de parámetros reportaron los datos teóricos de las plantas nuevas, especiales y existentes con obras, podrán optar por incrementar las Obligaciones de Energía Firme asignadas, cuando de la prueba exitosa para verificación de parámetros para la entrada en operación se determina una ENFICC mayor a la declarada, siempre que se cumplan las siguientes reglas:

i) El incremento podrá ser hasta por el diez por ciento (10%) de la OEF asignada;

ii) Debe existir Demanda Objetivo no cubierta en la respectiva asignación. Si la Demanda Objetivo no cubierta es menor al porcentaje incrementado, se incrementarán las obligaciones hasta donde sea posible. Este procedimiento puede aplicarse hasta completar el porcentaje señalado. En caso de que varios agentes opten por el incremento, la asignación se hará a prorrata entre quienes cumplan las condiciones aquí señaladas; y

iii) El ajuste aplica desde la fecha de asignación del incremento hasta finalizar el período de vigencia de la obligación.

El agente generador que desee optar por esta alternativa, deberá informarlo mediante carta remitida a la CREG dentro de los tres (3) días siguientes a la realización de la prueba.

Los ajustes de la OEF los realizará al ASIC dentro de la semana siguiente de la CREG le remita la carta del generador que optó por este mecanismo.

A los incrementos mayores a los señalados se les dará el mismo tratamiento que a las plantas existentes.

ARTÍCULO 11. Índice de Indisponibilidad Histórica de Salidas Forzadas –IHF a utilizar para el cálculo de la Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad –ENFICC. Los agentes generadores de plantas y/o unidades para el cálculo de la ENFICC deberán utilizar como valor de IHF el que se obtiene de aplicar la metodología definida en la Resolución CREG-071 de 2006, anexo 3, numeral 3.4., modificado por la Resolución CREG-079 de 2006.

En el caso de la plantas hidráulicas, la desviación del valor de IHF, bien sea hacia o hacia abajo, no podrá exceder porcentaje establecido en el Anexo 6 de la Resolución CREG-071 de 2006.

1. Efectuar la declaración de parámetros a la CREG, para lo cual, debe utilizar los formatos del Anexo 5, numeral 5.2 de la Resolución CREG – 071 de 2006

2. La declaración de parámetros se deberá efectuar con al menos dos (2) mes de antelación al inicio del periodo de vigencia de la Obligación de Energía Firme.

Los parámetros declarados por los agentes para el cálculo de la ENFICC serán verificados aplicando los criterios y demás reglas definidas en el Anexo 6 de la Resolución CREG-071 de 2006. La contratación de la verificación de los parámetros estará a cargo del agente, quien definirá los Términos de Referencia observando lo dispuesto en el numeral 6.1 del Anexo 6 de la Resolución CREG-071 de 2006.

Copia del informe del auditor sobre la verificación de parámetros deberá ser remitido a la CREG junto con la declaración de parámetros.

Los valores de los parámetros declarados deben coincidir con los resultados de la auditoría, salvo que confrontados con éstos impliquen un menor cálculo de ENFICC. En caso contrario, se entenderá que no cumple los requisitos y no podrá efectuar el cambio de combustible reportado para la ENFICC.

La ENFICC declarada con el nuevo combustible deberá ser por lo menos igual a las Obligaciones de Energía Firme que tiene asignada la Unidad y/o Planta Térmica. En caso contrario se entenderá que no cumple los requisitos y no podrá efectuar el cambio de combustible reportado para la ENFICC.

1. Tipo(s) de combustible(s) líquido(s) a utilizar y cantidades para lo cual se deberán utilizar los formatos del anexo 5 de la Resolución CREG-071 de 2006;

2. Posible suministrador;

3. Informar si en la fecha de la declaración cuenta o no con la infraestructura necesaria para operar con el combustible liquido; y

4. Año de vigencia de la Obligación de Energía Firme que se va a respaldar.

a) Garantía para amparar la construcción y puesta en operación de la infraestructura requerida, tal como se define la garantía prevista en el Capítulo 4 del Reglamento de Garantías para el Cargo por Confiabilidad contenido en la Resolución CREG-061 de 2007;

b) Cronograma de construcción;

c) Curva S; y

d) Licencia Ambiental para operar con el combustible líquido.

La verificación de la existencia de los contratos de combustible en las cantidades que se requieren para respaldar las transacciones en el Mercado Secundario, deberá realizarla el agente que compra el respaldo en el momento de celebrar el contrato.

1. Al inicio de cada trimestre, el CND seleccionará todas las plantas o unidades de generación con asignación de obligaciones de energía firme que en el trimestre inmediatamente anterior no hayan tenido una generación real durante un período de tiempo consecutivo mayor o igual al establecido en la presente Resolución para efectos de las pruebas de disponibilidad. Una planta o unidad no será objeto de selección para prueba de disponibilidad únicamente cuando haya operado con las condiciones de capacidad y duración establecidas para una prueba de disponibilidad exitosa o haya tenido resultado exitoso en prueba de disponibilidad en el último año calendario.

2. Del conjunto de plantas o unidades de generación determinadas conforme al numeral 1 del presente Artículo, el CND deberá seleccionar mínimo cinco (5) de manera aleatoria y equiprobable, asegurando que cada planta o unidad seleccionable cumpla este requisito al menos una vez al año, a las cuales realizará la prueba de disponibilidad de que trata la presente Resolución. Para los casos en los cuales queden para pruebas de disponibilidad menos de cinco (5) plantas y/o unidades de generación, el CND deberá programar la realización de la prueba de disponibilidad a dichas plantas y/o unidades.

3. Para cada trimestre el CND seleccionará tantos días como plantas hayan resultado. Los días deberán seleccionarse aleatoriamente y de manera equiprobable entre lunes y viernes.

4. El CND al momento de informar el Despacho, informará a los agentes las plantas o unidades de generación elegidas para la realización de las pruebas de disponibilidad.

5. El CND publicará la información de las pruebas de disponibilidad una vez concluidas éstas.

Parágrafo 1. Cuando la Planta o Unidad de generación seleccionada para la realización de las pruebas se encuentre aislada del SIN, o cuando por requerimientos de seguridad y confiabilidad del SIN, o por aplicación del decreto 880 de 2007, no pueda ser despachada en ningún período, se procederá por parte del CND a cancelar la prueba y se incluirá dentro del conjunto de plantas a seleccionar en el siguiente trimestre.

Parágrafo 2. Cuando la Planta o Unidad de generación seleccionada para la realización de las pruebas se encuentre en mantenimiento o la disponibilidad declarada para el día de la prueba sea inferior a la Capacidad Efectiva Neta, se cancelará la prueba y se incluirá dentro del conjunto de plantas a seleccionar en el siguiente trimestre.

Parágrafo 3. Si durante la prueba el CND debe reducir los MW de la Planta o Unidad de generación, será este valor el de referencia para la misma.

Parágrafo 4. Las pruebas de disponibilidad de que trata el presente Artículo, se aplicarán a partir del 1o. de diciembre de 2007.

ARTÍCULO 16. Características de las Pruebas de Disponibilidad. La Planta o Unidad de generación seleccionada por el CND para la realización de las Pruebas de Disponibilidad será despachada al menos durante cuatro (4) horas consecutivas dentro del día seleccionado, sin considerar rampas de entrada y salida, con una generación igual a su Capacidad Efectiva Neta –CEN- declarada para la determinación de la Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad –ENFICC-, sujeta al cumplimiento de sus características técnicas, y de las condiciones de seguridad y confiabilidad del SIN. El inicio y la finalización del período de prueba deberán ocurrir dentro del mismo día.

Los recursos de generación a los cuales se les programe la prueba definida en la presente Resolución no podrán ser autorizados por el Centro Nacional de Despacho –CND- para desviarse horariamente en un margen mayor de +/- 5%, y podrán cubrir generaciones de seguridad, pero no participarán en el servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia definido en la Resolución CREG-198 de 1997, o aquella que la modifique, complemente o sustituya.

Si durante el período de despacho correspondiente a la prueba, la Planta o Unidad de generación seleccionada tiene una generación real horaria (en kWh con cero decimales) mayor o igual al valor programado en el Despacho Económico o en el redespacho, para las cuatro (4) horas consecutivas de duración de la prueba, la prueba se dará por finalizada y será considerada como satisfactoria. Para la evaluación anterior, deberán considerarse las modificaciones al programa en aquellos períodos en los cuales en tiempo real el CND, con el objeto de preservar la seguridad y confiabilidad del SIN, haya requerido una modificación de la generación programada durante la prueba. Adicionalmente, no se considerará como cumplimiento de la prueba el hecho de lograr las condiciones establecidas en este Artículo por fuera del período de cuatro (4) horas, bien sea en redespachos posteriores dentro del mismo día, o en tiempos posteriores durante los cuales se esté dando cumplimiento a las características técnicas.

En caso de que la prueba no sea satisfactoria, durante el tiempo que transcurra después de la misma, incluyendo el día de realización de la prueba, el ASIC cesará los pagos correspondientes al Cargo por Confiabilidad de las Obligaciones de Energía Firme respaldadas con dicha planta o unidad de generación y el ASIC emitirá una cuenta por cobrar al agente respectivo por un monto igual a los pagos por concepto de Cargo por Confiabilidad asociados a las Obligaciones de Energía Firme respaldas con dicha planta o unidad de generación, realizados desde el día siguiente en que la planta o unidad de generación tuvo una generación real mayor o igual a su Capacidad Efectiva Neta.

Sin embargo, el agente podrá solicitar que se repita la prueba dentro del mismo día o dentro de los tres (3) días siguientes. Si la prueba es satisfactoria no se producirán los efectos previstos en el inciso anterior.

Transcurrido lo anterior, los efectos previstos para el incumplimiento de la prueba se harán efectivos y solamente cesarán cuando se cumpla exitosamente una nueva prueba. A partir de esto último se dará inicio al pago de Cargo por Confiabilidad. La programación de la nueva prueba la hará el CND, de acuerdo con los criterios definidos en esta resolución y con la posibilidad que se tenga dentro del programa de pruebas trimestrales que haya establecido.

Si no se realiza la prueba durante el período diciembre 1 del año t y noviembre 30 del año t+1, el ASIC emitirá una cuenta por cobrar al agente respectivo por un monto igual a los pagos efectuados por concepto de Cargo por Confiabilidad asociados a las Obligaciones de Energía Firme respaldadas por dicha planta o unidad de generación realizados durante el período señalado. Adicionalmente, esta planta o unidad no será considerada para las asignaciones de las Obligaciones de Energía Firme del período siguiente.

Parágrafo 1. Los montos que se deben devolver por el incumplimiento de la prueba de disponibilidad tendrán en cuenta lo siguiente:

i) Se calcularán para días completos.

ii) Se descontarán los montos cubiertos con Contratos de Respaldo o Declaraciones de Respaldo.

iii) Los valores recibidos por concepto de Cargo por Confiabilidad se deberán devolver 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.

iv) 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.

Parágrafo 2. Si por el cumplimiento de las características técnicas de la Planta o Unidad de generación seleccionada para la prueba, o por condiciones de seguridad y confiabilidad del SIN, o por la aplicación del decreto 880 de 2007, no es posible programar para el día de la prueba cuatro (4) o más períodos horarios con generación diferente de cero, la misma se extenderá al día siguiente hasta cumplir cuatro (4) períodos continuos con generación igual a su Capacidad Efectiva Neta. Para el día en que se extienda la prueba se seguirá, en lo que aplique, el tratamiento establecido en la presente Resolución.

Si al extender la prueba en un día, se prevé que no será factible cumplir los cuatro (4) períodos continuos, por condiciones de seguridad o confiabilidad del SIN, o por la aplicación del decreto 880 de 2007, se cancelará la prueba y se incluirá dentro del conjunto de plantas a seleccionar en el siguiente trimestre.

Parágrafo 3. La generación real horaria a la que se refiere la presente Resolución será la que hayan reportado diariamente los generadores del SIN antes de las ocho (8) horas al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC), en la forma establecida en la regulación vigente. En el caso de las pruebas de que trata la presente Resolución aplica la modificación en las lecturas de los medidores de que trata la Resolución CREG-006 de 2003, o aquellas que la complementen, sustituyan o modifiquen. En caso de no estar disponible la generación real, en los términos y plazos establecidos en este Parágrafo, se asumirá para los efectos del presente Artículo que la misma es igual a cero (0).

Parágrafo 4. La prueba deberá ser declarada ante el CND, según corresponda, como exitosa o no, por el generador que representa la planta que fue seleccionada para prueba de disponibilidad. Esta declaración deberá realizarse a más tardar en la hora siguiente a la finalización de la prueba. En caso de no realizarse la declaración en el tiempo señalado, se considerará que la prueba no fue exitosa.

ARTÍCULO 17. Disponibilidad Comercial durante el período de Pruebas de Disponibilidad. Para todos los efectos, durante el período de ejecución de las Pruebas de Disponibilidad de que trata la presente Resolución, y para aquellas horas en las que no se cumpla la prueba, la Disponibilidad Comercial será igual a la generación real.

ARTÍCULO 18. Índices de Indisponibilidad durante el período de Pruebas de Disponibilidad. Para el cálculo de los Índices de Indisponibilidad de que trata la regulación vigente, serán consideradas las horas indisponibles así como las horas de operación, durante el período de Pruebas de Disponibilidad.

ARTÍCULO 19. Reconciliación Positiva por Pruebas de Disponibilidad. La energía generada resultante de la realización de las pruebas establecidas en la presente Resolución, será objeto de reconciliación en los siguientes términos:

1. Generadores que cumplieron exitosamente las pruebas durante su primer período de ejecución.

Para aquellos generadores cuya planta o unidad haya obtenido un prueba de disponibilidad exitosa durante el primer período de ejecución para el cual fueron seleccionados, la Reconciliación Positiva se hará de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG-034 de 2001, o aquella que la sustituya o modifique, incluyendo las horas de inflexibilidades que se le asocien.

Para efectos de establecer el valor de la variable GSA prevista en la Resolución CREG-034 de 2001, se considerará la totalidad de la generación asociada con la prueba.

La Reconciliación Negativa asociada con la realización de Pruebas de Disponibilidad, se efectuará según lo definido mediante la Resolución CREG-034 de 2001, o la que la sustituya o modifique.

ARTÍCULO 21. Redespacho y cancelación asociados con Pruebas de Disponibilidad. Adiciónese al Numeral 4.1 CAUSAS DE REDESPACHO del Código de Operación (Código de Redes - Resolución CREG-025 de 1995), las siguientes causales de Redespacho:

a. Programación de Pruebas de Disponibilidad.

b. Cancelación, terminación anticipada y modificaciones de los valores originales programados para la Prueba de Disponibilidad según lo requiera el CND, con el objeto de mantener la seguridad y confiabilidad del SIN.

c. Solicitud de Redespacho efectuada por el agente que represente la Cadena, Planta y/ Unidad bajo Prueba de Disponibilidad, debido al incumplimiento de la misma.

d. Terminación anticipada de la prueba de disponibilidad por parte del generador.

Para el caso de recursos de generación a los que se les haya programado la Prueba de Disponibilidad definida en la presente Resolución, cuyos generadores soliciten al CND redespacho por indisponibilidad total en uno o más períodos de la prueba, sin haber logrado el éxito de la misma, se procederá con la cancelación de la prueba y se entenderá que ésta no fue satisfactoria.

Si por condiciones de seguridad y confiabilidad del SIN, durante la operación el CND procede a cancelar la ejecución de la prueba de disponibilidad, la energía generada durante los períodos en que se efectuó la prueba será liquidada como se establece en el Numeral 1 del artículo 7 de la presente Resolución.

ARTÍCULO 25. Derogatorias Expresas. Se deroga el Artículo 90 de la Resolución CREG-071 de 2006.

ARTÍCULO 26. Vigencia. Esta resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial y deroga las normas que le sean contrarias.

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