- 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, para lo cual, la oferta eficiente, en el sector eléctrico, debe tener en cuenta la capacidad de generación de respaldo.
- Valorar la capacidad de generación de respaldo de la oferta eficiente.
- Definir y hacer operativos los criterios técnicos de calidad, confiabilidad y seguridad del servicio de energía.
- Determinar las condiciones para la liberación gradual del mercado hacia la libre competencia.

“Artículo 2. Definiciones. Para la interpretación y aplicación de esta resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones establecidas en las Leyes 142 y 143 de 1994 y en las resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes:

Activo de Generación de Ultima Instancia: Planta o unidad de generación que no participa en las Subastas de Energía Firme y que es utilizada únicamente para cubrir total o parcialmente Obligaciones de Energía Firme de un agente.

Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC): Dependencia del Centro Nacional de Despacho de que tratan las Leyes 142 y 143 de 1994, encargada del registro de fronteras comerciales, de los contratos de energía a largo plazo; de la liquidación, facturación, cobro y pago del valor de los actos, contratos, transacciones y en general de todas las obligaciones que resulten por el intercambio de energía en la bolsa, para generadores y comercializadores; de las Subastas de Obligaciones de Energía Firme; del mantenimiento de los sistemas de información y programas de computación requeridos; y del cumplimiento de las demás tareas que sean necesarias para el funcionamiento adecuado del Sistema de Intercambios Comerciales (SIC).

Cargo por Confiabilidad: Remuneración que se paga a un agente generador por la disponibilidad de activos de generación con las características y parámetros declarados para el cálculo de la ENFICC, que garantiza el cumplimiento de la Obligación de Energía Firme que le fue asignada en una Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme o en el mecanismo que haga sus veces. Esta energía está asociada a la Capacidad de Generación de Respaldo de que trata el artículo 23 de la Ley 143 de 1994 y es la que puede comprometerse para garantizar a los usuarios la confiabilidad en la prestación del servicio de energía eléctrica bajo condiciones críticas.

Condiciones Críticas: Situación que presenta el mercado mayorista de energía.

Contrato de Respaldo de Energía Firme o Contrato de Respaldo: Es un contrato bilateral que se celebra entre agentes generadores a través del Mercado Secundario, con el fin de asegurar el cumplimiento de las Obligaciones de Energía Firme de un generador. Su precio, cantidad, garantía, duración y recaudo se determina de común acuerdo entre las partes siguiendo los lineamientos del Mercado Secundario establecido en la presente resolución.

Curva S: Gráfico presentado por los agentes que representen comercialmente plantas y/o unidades de generación nuevas o especiales como requisito para participar en las subastas, que muestra en la ordenada el porcentaje estimado de avance del proyecto durante el tiempo de ejecución y en la abscisa el tiempo trascurrido.

Declaración de Respaldo: Manifestación suscrita por un agente generador mediante la cual registra ante el ASIC, ENFICC no comprometida o Energía Disponible Adicional, ambas de plantas o unidades de propiedad del mismo generador o representadas comercialmente por él, con el fin de cubrir Obligaciones de Energía Firme respaldadas con otra u otras de sus plantas o unidades de generación.

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

Demanda objetivo: Equivale a la Demanda Total Doméstica de Energía para cada uno de los meses comprendidos entre el 1o de diciembre y el 30 de noviembre del año siguiente al Período de Planeación, más un porcentaje que fijará la CREG. La Demanda Total Doméstica de Energía corresponderá a la proyección más reciente elaborada por la UPME para el escenario de proyección que seleccione la CREG.

Para efectos de la asignación de Obligaciones de Energía Firme y de la construcción de la función de demanda de la Subasta se descontará de la Demanda Objetivo, así definida, la energía ya cubierta con Obligaciones de Energía Firme asignadas anteriormente y vigentes en el período a subastar y la ENFICC de las Plantas no Despachadas Centralmente que tengan contratos en los que suministre energía para cubrir demanda del período de vigencia a subastar.

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

Demanda Desconectable: Demanda de energía de usuarios que están dispuestos a reducir su consumo a cambio de una contraprestación.

Energía Disponible Adicional de Plantas Hidráulicas: Es la cantidad de energía eléctrica, adicional a la ENFICC, que es capaz de entregar una planta de generación hidráulica en los meses del período que definió la Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad.

Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad (ENFICC): Es la máxima energía eléctrica que es capaz de entregar una planta de generación continuamente, en condiciones de baja hidrología, en un período de un año.

Estación de Verano: Período comprendido entre el 1o de diciembre de cualquier año calendario y el 30 de abril del año calendario inmediatamente siguiente.

Estación de Invierno: Período comprendido entre el 1o de mayo y el 30 de noviembre de cualquier año calendario.

Exceso de Oferta de Energía Firme: Cantidad resultante de restar de la oferta agregada de los agentes generadores participantes en la subasta, la demanda de Energía Firme para un nivel de precio determinado.

Función de Demanda de Energía Firme: Conjunto de pares que relacionan cantidades de Energía Firme expresadas en kilovatios hora (kWh) y los precios respectivos, expresados en dólares por kilovatio hora (USD/kWh), que el sistema está dispuesto a adquirir en el proceso de subasta, y que ha sido previamente anunciada a los participantes en la misma.

Función de Oferta de ENFICC: Conjunto de pares que relacionan las cantidades de Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad expresadas en kilovatios hora (kWh) y los precios respectivos expresados en dólares por kilovatios hora (USD/kWh), que cada uno de los generadores que participan en la Subasta está dispuesto a comprometer.

Para cada generador la oferta expresada en kilovatios-hora (kWh) no podrá exceder la suma de la Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad de las plantas y/o unidades de generación representadas comercialmente por él, ni asignar a la ENFICC de una planta y/o unidad de generación más de un precio.

Incumplimiento grave e insalvable de la puesta en operación de la planta: Serán aquellos previstos en el Reglamento de Garantías de que trata el artículo 78 de la presente resolución.

Información Hidrológica Oficial del SIN: Información Hidrológica de los aportes de los ríos del SIN evaluada y aprobada por el procedimiento para verificación de parámetros establecido por el CNO en el Acta de Reunión 074 del 16 de julio de 1998 y los acuerdos que la modifiquen o sustituyan. Para las series hidrológicas que hasta la fecha no se han sometido a este procedimiento la Información Hidrológica Oficial del SIN es la información hidrológica con que contaba el CND antes del 16 de julio de 1998. Para las series hidrológicas de proyectos nuevos la Información Hidrológica Oficial del SIN será, mientras se someten al procedimiento de aprobación del CNO, aquella reportada en los respectivos Comités o Subcomités Técnicos del Consejo Nacional de Operación, o en su defecto la reportada para el Cargo por Capacidad del año 1999.

Mercado Secundario de Energía Firme o Mercado Secundario: Mercado bilateral en el que los generadores negocian entre sí un Contrato de Respaldo para garantizar, durante un período de tiempo determinado, el cumplimiento parcial o total de las Obligaciones de Energía Firme adquiridas por uno de ellos.

Obligación de Energía Firme: Vínculo resultante de la subasta o del mecanismo que haga sus veces, que impone a un generador el deber de generar, de acuerdo con el Despacho Ideal, una cantidad diaria de energía durante el Período de Vigencia de la Obligación, cuando el Precio de Bolsa supere el Precio de Escasez de Activación. Esta cantidad de energía corresponde a la programación de generación horaria resultante del Despacho Ideal hasta una cantidad igual a la asignación hecha en la Subasta, considerando solamente la Demanda Doméstica, calculada de acuerdo con lo definido en esta resolución.

Período de Planeación: Tiempo que transcurre entre la fecha de ejecución de la subasta o del mecanismo de asignación que haga sus veces y la fecha de inicio del Período de Vigencia de la Obligación asignada en dicha subasta.

Período de Precalificación: Período de tiempo que transcurre entre la vigencia de la resolución de que trata el artículo 18 de esta resolución y el día de realización de la Subasta.

Período de Transición: Período que inicia el 1o de diciembre de 2006 y finaliza el 30 de noviembre de 2009 o del año para el cual se realice la primera subasta de Obligaciones de Energía Firme.

Período de Vigencia de la Obligación: Período de tiempo durante el cual un agente generador queda vinculado al cumplimiento de su Obligación de Energía Firme.

Período del Cargo por Confiabilidad o Período Cargo: Comprende el período entre diciembre 1o. del año t-1 a noviembre 30 del año t.

Plantas y/o Unidades de Generación con Información de Operación Insuficiente: Plantas y/o unidades de generación cuyas horas de operación, más las horas de indisponibilidad, no superan el 20% del total de las horas de los tres (3) años establecidos para el cálculo de su Índice de Indisponibilidad Histórica de Salidas Forzadas, IHF.

Plantas y/o Unidades de Generación con Información Reciente: Plantas y/o unidades de generación que tengan menos de treinta y seis (36) meses de operación con la misma configuración con la que se está evaluando el Índice de Indisponibilidad Histórica de Salidas Forzadas, IHF. Cuando por decisión del agente se configuren diferentes unidades en una sola planta, su historia se tomará a partir de la fecha de entrada en operación de la última unidad del grupo.

Planta y/o Unidad de Generación Existente: Planta y/o unidad de generación que al momento de efectuar la subasta, o el mecanismo de asignación que haga sus veces, esté en operación comercial.

Planta y/o Unidad de Generación Nueva: Planta y/o unidad de generación que no ha iniciado la etapa de construcción al momento de efectuar la Subasta o el mecanismo de asignación que haga sus veces. A esta fecha la(s) turbina(s) y el (los) generadores que hagan parte de la planta y/o unidad no podrán tener más de tres (3) años de fabricación. El cumplimiento de este requisito deberá constar en un certificado de fecha de fabricación expedido por el fabricante de la(s) turbina(s) y generador (es) que será verificado por el auditor de la construcción contratado por el ASIC. El incumplimiento de este requisito dará lugar a la pérdida de la OEF y la ejecución de las garantías que se tengan constituidas para garantizar el cumplimiento de las obligaciones.

Planta y/o Unidad de Generación Especial: Se consideran Plantas y/o Unidades de Generación Especiales las que se encuentran en proceso de construcción o instalación a la fecha de ejecución de la subasta, o del mecanismo de asignación que haga sus veces, y las instaladas que vayan a ser repotenciadas siempre y cuando se cumpla con lo establecido en el artículo 6 de esta resolución.

Planta y/o Unidad de Generación que respalda una Obligación de Energía Firme. Es la planta y/o Unidad de generación cuya ENFICC fue declarada por el propietario o por quien la representa comercialmente y dio lugar a la asignación de la Obligación de Energía Firme en la subasta o en el mecanismo que haga sus veces.

Precio de Cierre de la Subasta o Precio de Cierre: Precio correspondiente a la oferta del último agente asignado con ENFICC de conformidad con el proceso de subasta.

Precio de Escasez: Valor definido por la CREG y actualizado mensualmente que determina el nivel del precio máximo al que se remuneran las Obligaciones de Energía Firme de una planta específica. El valor del Precio de Escasez es el que corresponde al vínculo resultante de la subasta o el mecanismo que haga sus veces o del menú de corto plazo o el menú de largo plazo.

Precio de Escasez de Activación (PEa): Es el valor máximo entre el precio de escasez calculado como se define en el Anexo 1 de la Resolución CREG 071 de 2006 y el precio marginal de escasez.

Precio de Escasez Ponderado (PEp): Es el valor al cual se liquidan las transacciones de compra y venta en la bolsa en las horas en las cuales el precio de bolsa supera el precio de escasez de activación.

Precio Marginal de Escasez (PME): Es el precio definido y actualizado mensualmente con la metodología definida en el Capítulo 1 de la Resolución CREG 140 de 2017.

Protocolo de la Subasta: Plan detallado establecido por la CREG, que contiene los parámetros y demás aspectos necesarios para la realización de la subasta.

Retiro temporal de Plantas y/o Unidades de Generación de las Subastas para la Asignación de obligaciones de Energía Firme: Decisión libre y voluntaria que toma un generador de no continuar participando en una subasta con plantas y/o unidades de generación existentes, debidamente identificadas y representadas por él, a partir de un determinado precio definido por la CREG. Esta información deberá ser comunicada previamente a la CREG y al Administrador de la subasta, en la fecha que defina la Comisión, y solo será pública una vez finaliza la subasta.

Retiro temporal de Plantas y/o Unidades de Generación de las subastas de obligaciones de Energía Firme: Decisión libre y voluntaria que toma un generador de no participar en el proceso de Subasta para la asignación de Obligaciones de Energía Firme para un año determinado, con plantas o unidades de generación representadas comercialmente por él, expresamente identificadas, que se debe comunicar a la CREG y al Administrador de la Subasta, y que solo será pública una vez finalizada la Subasta.

Sistema de Información del Mercado Secundario: Plataforma de Internet de consulta pública administrada por el ASIC en donde los generadores anuncian la Energía Firme no comprometida y que voluntariamente quieren transar en el Mercado Secundario. Mediante este sistema de información el ASIC publicará la información de precios, cantidades y plazos de las transacciones del Mercado Secundario.

Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme o Subasta: Proceso de negociación de Obligaciones de Energía Firme, con reglas definidas para la formación del precio y asignación de cantidades basada en las ofertas realizadas por los participantes.

Subasta de Reconfiguración: Proceso de compra o venta de Obligaciones de Energía Firme mediante un mecanismo de subasta de sobre cerrado.”

“Artículo 35. Energía Firme para Cargo por Confiabilidad de Plantas Hidráulicas. La Energía Firme para Cargo por Confiabilidad de las plantas hidráulicas será la ENFICC Base obtenida de aplicar el numeral 3.1 del Anexo 3 de esta resolución.

Si el generador declara una ENFICC superior a la ENFICC Base se utilizará esta última.

Parágrafo: Los agentes generadores con plantas o unidades de generación que se encuentren en operación comercial a la fecha de entrada en vigencia de la Resolución CREG 103 de 2018, podrán declarar una ENFICC superior a la ENFICC Base, hasta la ENFICC X%PSS que se defina en la resolución que fija la oportunidad para la asignación de OEF mediante subasta o el mecanismo que haga sus veces.

En todo caso, la diferencia entre la OEF que le sea asignada y la ENFICC Base deberá respaldarse con una garantía de conformidad con lo establecido en el Capítulo VIII de la Resolución CREG 071 de 2006.”

“Artículo 42. Energía Disponible Adicional de Plantas Hidráulicas. La Energía Disponible Adicional de Plantas Hidráulicas será la energía que excede la ENFICC declarada por el generador, calculada para cada uno de los meses del período que definió la ENFICC Base.

La Energía Disponible Adicional de las Plantas Hidráulicas que el agente generador destinará al Mercado Secundario, de conformidad con lo establecido en el Artículo 43 de esta resolución, deberá declararse utilizando el formato del Anexo 4 de esta resolución.

Parágrafo: La Energía Disponible Adicional para los agentes generadores con plantas o unidades de generación en operación comercial a la fecha de entrada en vigencia de la Resolución CREG 103 de 2018, será la energía que excede la ENFICC declarada, calculada para cada uno de los meses del periodo que definió la ENFICC respectiva.

En caso de declarar una ENFICC mayor a la ENFICC Base y menor a la ENFICC X%PSS, el cálculo de la Energía Disponible Adicional tomará como referencia el valor de ENFICC más cercano a la declaración del agente.”

“1.5 CONTRATACIÓN DE LA AUDITORÍA PARA PLANTAS O UNIDADES DE GENERACIÓN NUEVAS O ESPECIALES. Para la contratación de la auditoría del cumplimiento de las obligaciones contenidas en el artículo 8 de esta resolución, el Administrador de la Subasta definirá los Términos de Referencia de acuerdo con lo establecido en esta resolución y observando, como mínimo, las siguientes condiciones:

1. El auditor será elegido mediante selección objetiva.

2. El costo de la auditoría será pagado por quien tenga asignada la Obligación de Energía Firme, de acuerdo con las condiciones establecidas en el Reglamento de Garantías y en los Términos de Referencia.

3. El auditor estará obligado a rendir cada seis (6) meses al Ministerio de Minas y Energía, a la CREG, al CND y a la UPME un informe de avance del proyecto y un informe final a su culminación. Durante el último año anterior al inicio de la vigencia de la OEF o de su entrada en operación comercial, cuando el proyecto presente un atraso menor a un año, el auditor estará obligado a rendir el informe cada tres (3) meses. La entrega de los informes de auditoría deberá realizarse como máximo tres (3) meses después de la fecha de corte del periodo a auditar. Será obligación de los agentes suministrar en forma oportuna la información completa que requiera el auditor para elaborar el informe.

4. Los informes de auditoría deben ser claros, precisos y detallados en el establecimiento de:


a. El incumplimiento grave e insalvable de la puesta en operación de la planta o unidad de generación;

b. El retraso en el cronograma de construcción o de repotenciación, o de la puesta en operación de la planta o unidad de generación, y de la Curva S.


5. El auditor verificará que la Curva S de ejecución real sea elaborada utilizando los mismos parámetros (tales como los factores de ponderación de las diferentes actividades del proyecto), usados en la elaboración de la Curva S declarada por el interesado, en cumplimiento de la Resolución CREG 071 de 2006 y las normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

6. No se admitirán informes de auditoría ambiguos.

7. En los informes de auditoría se explicarán y relacionarán todos los antecedentes, estudios, métodos, memorias de cálculo, exámenes, experimentos e investigaciones que sirvieron de base para dictaminar respecto de determinadas plantas o unidades, alguno de los eventos señalados en el numeral 4 de este título. Explícitamente se deberá indicar el número de días de desviación comparando la Curva S de ejecución real con la declarada por el interesado. Con este mismo número de días el auditor estimará la nueva fecha de puesta en operación.

8. El auditor calculará la ENFICC de la planta o unidad de generación utilizando los parámetros reales de la planta, estimados con base en los protocolos y los procedimientos definidos en el Anexo 6 de la Resolución CREG 071 de 2006 y las normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

9. Previamente a la entrega de los informes, el auditor validará sus conclusiones con el agente interesado, dando acceso a la documentación técnica reunida y permitiéndole contradecir el proyecto de informe y formular solicitudes de complementación o aclaración que se resolverán en el informe periódico y en el informe final, según corresponda.

10. Una vez rendido el informe del Auditor y ante un incumplimiento del cronograma, el agente podrá solicitar, a su costo y dentro de los seis (6) meses siguientes, la realización de una nueva auditoría, la cual debe ser efectuada por el mismo auditor.”

“2.3 SUBASTA PARA LA ASIGNACIÓN DE OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME. La Asignación de Obligaciones de Energía Firme se llevará a cabo mediante una subasta de sobre cerrado acuerdo con lo establecido en el Reglamento de la Subasta, contenido en el Anexo 10 de esta resolución.”

“3.1.5 Cálculo de la ENFICC por planta.

1. ENFICC BASE
Corresponde a aquella generación que es capaz de entregar la planta en la condición del 100% PSS.

2.ENFICC X% PSS

Para las plantas o unidades de generación hidráulica que se encuentren en operación comercial a la fecha de entrada en vigencia de la Resolución CREG 103 de 2018, la ENFICC X% PSS corresponde a aquella generación que es capaz de entregar la planta en la condición del X% PSS de la curva de distribución de probabilidades. El valor que se asigne corresponderá a la energía calculada para el período más próximo a la condición del X% PSS, el cual será definido por la CREG en la resolución que fija la oportunidad para la asignación de OEF.”

GERMÁN ARCE ZAPATA	CHRISTIAN JARAMILLO HERRERA
Ministro de Minas y Energía	Director Ejecutivo
Presidente

a. Identificación del agente.
b. Identificación del proyecto.
c. Período de Vigencia de la Obligación para el cual se tiene interés, expresado en años.
d. Fecha estimada de entrada en operación comercial de la planta o unidad de generación.
e. Estimación de la capacidad efectiva neta de la planta o unidad de generación y su ENFICC.

a. Una función de oferta de ENFICC, para cada una de las plantas o unidades de generación expresamente identificadas, en la cual se determine el retiro temporal de cada planta o unidad para los casos en que el precio de la Subasta sea menor o igual a 0.8 veces el CE. La función de oferta de ENFICC reportada no podrá ser modificada durante el proceso de Subasta.

b. Período de Vigencia para el cual se hace efectivo el retiro temporal de la planta o unidad de generación.

i) Hasta por diez (10) años, si es planta especial con cierre de ciclo o por repotenciación
ii) Hasta por cinco (5) años, si es planta existente con obras.

Vencido el plazo previsto para la realización de las actividades establecidas en la resolución de que trata el artículo 18 de la Resolución CREG 071 de 2006, no se podrá modificar la información declarada para participar en la respectiva Subasta.

a. La CREG remitirá los parámetros para la construcción de la función de demanda a la que hace referencia el numeral 3.2 de este anexo, en el día establecido en la resolución de que trata el artículo 18 de la Resolución CREG 071 de 2006.
b. Se da inicio al periodo de recepción de ofertas, durante el cual los agentes habilitados para participar en la Subasta podrán ingresar al sistema de recepción de ofertas con sus respectivas claves para remitir su función de oferta de ENFICC.
c. Finalizado el periodo para la recepción de ofertas, el Administrador de la Subasta dará inicio a la Subasta.
d. El Administrador de la Subasta procede a la determinación del precio de cierre de la Subasta y las cantidades de Obligaciones de Energía Firme asignadas a cada planta o unidad de generación, de acuerdo con función de oferta agregada y la función de demanda, así como las reglas que contiene este reglamento.
e. El Administrador de la Subasta informa los resultados del proceso de Subasta, en el día establecido en la resolución de que trata el artículo 18 de la Resolución CREG 071 de 2006.

	Entre los puntos O=(0,PMS) y C1=(M1, PMS)
	Entre los puntos C1=(M1,PMS) y C2=(M2, P2)
	Entre los puntos C2=(M2,P2) y C3=(M3, P3)
	Entre los puntos C3=(M3,P3) y C4=(M4, PMC)

:	Precio máximo de la Subasta en dólares por kilovatio hora (USD-kWh)
	Cantidad mínima de energía firme a comprar en kilovatios hora día (kWh-día)
	Cantidades de demanda a definir por la CREG en kilovatios hora día (kWh-día)
	Precios a definir por la CREG en dólares por kilovatio hora (USD-kWh)
	Precio mínimo de compra de la Subasta en dólares por kilovatio hora (USD-kWh)

a. Precio y cantidad de energía firme ENFICC que están dispuestos a comprometer.
b. Nombre de la planta o unidad de generación que respaldará la Obligación de Energía Firme.

a. La cantidad de energía firme ofertada debe ser igual a la ENFICC declarada para la planta o unidad de generación que la respalda, para el rango de precios mayores o iguales al precio establecido para los retiros temporales.
b. Para precios inferiores al precio establecido para los retiros temporales, el agente podrá remitir una función de oferta de ENFICC presentada con la comunicación de retiro temporal.

a. La cantidad de energía firme ofertada puede ser como máximo la ENFICC correspondiente a la obra adicional, para el rango de precios superiores al precio establecido para los retiros temporales.
b. Para precios inferiores al precio establecido para los retiros temporales, la cantidad de energía ofertada corresponderá a la función de oferta de ENFICC presentada para la planta existente con la comunicación de retiro temporal, si es del caso.

a. Se identifica la cantidad de energía firme observada en el punto de corte de la función de oferta agregada y la función de demanda (Q*).
b. El precio de cierre de la Subasta será igual al mínimo precio de la función de oferta agregada asociado a la cantidad Q*.
c. Las asignaciones de Obligaciones de Energía en Firme resultantes de la Subasta serán iguales a la cantidad de energía firme ofertada por cada agente, cuyo precio de oferta fue inferior o igual al precio de cierre de la Subasta, con el período de vigencia señalado en la Declaración de Interés.

i) Si el exceso de oferta resultante, medido como la diferencia entre la oferta agregada y la función de demanda al precio de la oferta marginal, es menor o igual al 50% de la cantidad de energía firme ofertada en la oferta marginal, entonces:
i.i) El precio de cierre de la Subasta será el precio de la oferta marginal.

i.ii) Las asignaciones de Obligaciones de Energía en Firme resultantes de la Subasta serán iguales a las cantidades de energía firme ofertadas por cada agente, cuyos precios de oferta hayan sido inferiores o iguales al precio de cierre de la Subasta, con el período de vigencia señalado en la Declaración de Interés.

ii) Si el exceso de oferta es mayor al 50% de la cantidad de energía firme ofertada en la oferta marginal, entonces:
ii.i) A la oferta marginal no se le asignan Obligaciones de Energía en Firme. Las ofertas con precio inferior al precio de la oferta marginal se consideran en mérito.

ii.ii) El precio de cierre de la Subasta será igual al máximo precio entre los precios de las ofertas que están en mérito.

ii.iii) Las asignaciones de Obligaciones de Energía en Firme resultantes de la Subasta serán iguales a las cantidades de energía firme ofertadas por cada agente, cuyos precios de oferta hayan sido inferiores o iguales al precio de cierre de la Subasta, con el período de vigencia señalado en la Declaración de Interés.

b. En caso que haya más de una oferta al mismo precio en que la función de demanda corta la función de oferta agregada (se tienen varias ofertas marginales), entonces se deberá realizar el siguiente procedimiento:

i) Se construyen todas las permutaciones posibles de los bloques de las ofertas marginales.
ii) Para cada posible permutación:
1. Se construye la función de oferta agregada con los bloques de las ofertas marginales ordenados según el orden de la permutación y se descartan todas las ofertas con precios superiores al precio de las ofertas marginales.
2. Se descartan tantos bloques de ofertas marginales como se requiera, antes de que al precio marginal la cantidad de energía firme de la función de demanda se torne menor que la función de oferta agregada. La oferta marginal que quede de última en esta permutación se denomina oferta límite de la permutación.
3. Si el exceso de oferta resultante es menor o igual al 50% de la cantidad de energía firme de la oferta límite de la permutación, se cuantifica el exceso de oferta resultante de la permutación incluyendo la oferta límite.
4. Si el exceso de oferta resultante es mayor al 50% de la oferta límite de la permutación, se cuantifica el exceso de demanda tras sustraer la oferta límite de la permutación.
5. Cada permutación junto con el exceso de oferta o de demanda calculado según los pasos 1 a 4 se denomina una posible asignación marginal. Si tanto el exceso de oferta como el exceso de demanda de alguna posible asignación marginal son ambos iguales a cero (0), entonces se considera esta posible asignación marginal como con exceso de oferta en el paso iii, a continuación.
iii) Entre las posibles asignaciones marginales construidas en el paso ii, se identifican aquellas en las que se tenga exceso de oferta. Si al menos una posible asignación marginal tiene un exceso de oferta mayor o igual a cero, el precio de cierre de la Subasta será el de las ofertas marginales, y las cantidades a asignar se determinarán con base en la posible asignación marginal en la que se minimice el exceso de oferta, así:

iii.i) Las asignaciones de Obligaciones de Energía en Firme resultantes de la Subasta serán iguales a las cantidades de energía firme ofertadas por cada agente cuyos precios de oferta hayan sido inferiores al precio de cierre de la Subasta, con el período de vigencia señalado en la Declaración de Interés.

iii.ii) Además, las asignaciones de Obligaciones de Energía en Firme resultantes de la Subasta para las ofertas marginales serán iguales a las que le corresponde a cada agente en la posible asignación marginal que minimiza el exceso de oferta, con el período de vigencia señalado en la Declaración de Interés.

iv) Entre las posibles asignaciones marginales construidas en el paso ii, si ninguna tiene exceso de oferta, se identifican aquellas en las que se tenga exceso de demanda. El precio de cierre de la Subasta será el de las ofertas marginales, y las cantidades a asignar se determinarán con base en la posible asignación marginal en la que se minimice el exceso de demanda, así:

iv.i) Las asignaciones de Obligaciones de Energía en Firme resultantes de la Subasta serán iguales a las cantidades de energía firme ofertadas por cada agente cuyos precios de oferta hayan sido inferiores al precio de cierre de la Subasta, con el período de vigencia señalado en la Declaración de Interés.

iv.ii) Además, las asignaciones de Obligaciones de Energía en Firme resultantes de la Subasta para las ofertas marginales serán iguales a las que le corresponde a cada agente en la posible asignación marginal que minimiza el exceso de demanda, con el período de vigencia señalado en la Declaración de Interés.

v) En caso de que persistan empates en los casos iii) o iv) se escogerá la posible asignación marginal que involucre mayor número de bloques. Si persisten empates, se identifica el registro de tiempo de cada una de las ofertas en cada posible asignación marginal empatada. Se comparan los tiempos de registro de la oferta más temprana de cada posible asignación marginal y se escoge la posible asignación marginal con la oferta más temprana. Si persiste un empate, se procede a comparar el registro de tiempo de la segunda oferta más temprana en las posibles asignaciones marginales empatadas, y así sucesivamente hasta dirimir el empate.

i. Plantas o unidades de que trata el numeral 3.7.1 de este anexo;
ii. Plantas o unidades existentes de que trata el numeral 3.7.2. de este anexo, sin considerar la ENFICC adicional por obras o repotenciación;
iii. Plantas no Despachadas Centralmente, cuyos agentes que las representan tengan contratos en los que suministre energía para cubrir la demanda del período de vigencia a subastar;

menos la ENFICC de las plantas o unidades con la condición de retiro temporal, es menor a la demanda mínima a cubrir (M1) de la función de demanda, con los descuentos realizados por el ASIC según la regulación vigente.

i) Los agentes que hayan declarado un proyecto o proyectos correspondientes a plantas nuevas y/o a las que se refiere el numeral 3.7.2 deberán verificar si su proyecto es excluyente con otro u otros, ya sea por que hayan tenido conocimiento por el documento de publicación de proyectos, por solicitud de la CREG o por cualquier otro motivo. El proyecto es excluyente con otro bien sea porque se trate del mismo proyecto o porque la construcción de uno descarta o es incompatible con la construcción del otro.

En caso de que para estos efectos un agente requiera de aclaraciones a la información declarada por otro agente, el interesado informará a la CREG detalladamente sobre los puntos de los parámetros que requiere aclaración, con el fin de que ésta solicite las aclaraciones pertinentes. Estas últimas se informarán una vez sean recibidas en la CREG.

ii) Los agentes que hayan declarado proyectos correspondientes a plantas nuevas y/o a las que se refiere el numeral 3.7.2 deberán entregar a la CREG, junto con la declaración de ENFICC, una comunicación suscrita por el representante legal en la que informe si su proyecto es excluyente y en caso de serlo, deberá informar con cuál o cuáles proyectos de los contenidos en dicho documento se excluye.
iii) En caso de no tener certeza sobre la compatibilidad o no exclusión de un proyecto con otro, deberá reportarlo como excluyente para su participación en la Subasta.

iv) Si un agente que declaró proyectos correspondientes a plantas nuevas no entregó a la CREG la información prevista en el numeral ii) en el plazo previsto, se entenderá que cada uno de los proyectos para los cuales declaró parámetros no es excluyente con otro u otros proyectos contenidos en documento que contiene los parámetros para el cálculo de la ENFICC.

Por tanto, posteriormente no se podrá invocar el carácter excluyente del proyecto para justificar la no entrega de las respectivas garantías que respalden la asignación de las Obligaciones de Energía Firme, ni para justificar el incumplimiento de cualquier obligación asociada al Cargo por Confiabilidad.

v) Si solamente un desarrollador declara el proyecto como excluyente con otro, estos proyectos se considerarán como excluyentes. Lo anterior, sin perjuicio de las acciones judiciales que puedan ejercer contra este desarrollador quienes pudieran resultar afectados con la declaración de excluyente de un proyecto que no lo sea.
vi) Los proyectos declarados o considerados como excluyentes según las normas anteriores, se tratarán en la Subasta como un solo proyecto con varios desarrolladores quienes se someten al resultado de la subasta.

i) Promesa de compra-venta del estudio entre el dueño o poseedor del estudio y el desarrollador. En la promesa de compra-venta se deberá incluir, entre otros aspectos, el valor base del estudio y la aceptación por las partes del resultado de la Subasta para la asignación de Obligaciones de Energía Firme y de la Subasta de Sobre Cerrado para GPPS.
ii) Sobre cerrado en donde el desarrollador establece el valor que está dispuesto a pagar por el estudio, en caso de que existan varios desarrolladores del mismo proyecto por igual cantidad de ENFICC.

iii) Garantía para amparar la participación en la subasta de acuerdo con lo definido en el Capítulo 3 de la Resolución CREG 061 de 2007, o aquellas que la modifiquen.

iv) Toda la información exigida en la Resolución de que trata el artículo 18 de la Resolución CREG 071 de 2006 y en los plazos que allí se establezcan.