Por medio de la cual se expide la Resolución Única de Regulación del Sector Eléctrico

CAPÍTULO 1

Precios de reconciliación positiva y negativa aplicables a la generación térmica e hidráulica

ARTÍCULO 2.2.12.1.1. PRECIO DE RECONCILIACIÓN POSITIVA DE LOS GENERADORES TÉRMICOS. Para efectos de establecer el precio de reconciliación positiva de los generadores térmicos, en el contexto de la Resolución CREG-063 de 2000, se tendrán en cuenta los siguientes conceptos:

1. Costos de suministro y transporte de combustibles. Corresponde a los costos de suministro y transporte de combustibles declarados por los agentes, considerando lo siguiente:

1.1 Reporte de costos de suministro y transporte de combustibles.

Costo de suministro de combustible (CSC). Es la parte variable del costo de suministro de combustible, expresado en COP/MBTU, que es posible sustentar

Costo de transporte de combustible (CTC). Es la parte variable del costo de transporte de combustible, expresado en COP/MBTU, que es posible sustentar.

El generador térmico deberá declarar ante el ASIC, a las 09:30 horas del día siguiente al de la operación, según formato que defina el ASIC, para la planta o unidad de generación, los valores CSC y CTC del combustible utilizado en la operación.

1.2 Metodología para estimar el valor a incluir en el reporte de costos de suministro y transporte de combustibles.

Para establecer el CSC y el CTC que declara el agente, deberá tener en cuenta las siguientes consideraciones:

1. Metodología 1. Aplica a combustibles fósiles sin almacenamiento, tal como el gas natural.

i) Del contrato de suministro principal, correspondiente al contrato con el cual se respaldan las OEF para las plantas térmicas que se respaldan con combustibles fósiles sin almacenamiento. En caso de no tener OEF, se tomará el contrato firmado y registrado ante el Gestor del Mercado de Gas en una fecha anterior al registro del contrato de ocasión. Considerar precio en COP/MBTU, cantidad utilizada en MBTU y cantidad máxima contratada en MBTU. Una vez se tenga la facturación, el agente deberá reportar el ASIC el precio facturado en COP/ MBTU.

ii) Del contrato de suministro de ocasión, corresponde al contrato firmado y registrado ante el Gestor del Mercado de Gas en una fecha posterior al registro del contrato principal. Considerar precio en COP/MBTU, cantidad utilizada en MBTU y cantidad máxima contratada en MBTU. Una vez se tenga la facturación, el agente deberá reportar el ASIC el precio facturado en COP/MBTU.

iii) Del contrato de transporte principal, correspondiente al contrato con el cual se respaldan la OEF para las plantas térmicas que se respaldan con gas natural. En caso de no tener OEF, se tomará el contrato firmado y registrado ante el Gesto de Gas en una fecha anterior al registro del contrato de ocasión. Considerar precio en COP/MBTU, cantidad utilizada en MBTU y cantidad máxima contratada en MBTU. Una vez se tenga la facturación, el agente deberá reportar el ASIC el precio facturado en COP/MBTU.

iv) Del contrato de transporte de ocasión, corresponde al contrato firmado y registrado ante el Gestor del Mercado de Gas en una fecha posterior al registro del contrato principal. Considerar precio en COP/MBTU, cantidad utilizada en MBTU y cantidad máxima contratada en MBTU. Una vez se tenga la facturación, el agente deberá reportar el ASIC el precio facturado en COP/MBTU.

El (los) precio(s) declarado(s) deberá(n) corresponder a el (los) precio(s) de la(s) cantidad(es) nominada(s) por el agente, hasta alcanzar la cantidad requerida para operación, iniciando con la cantidad nominada de menor precio.

El valor CSC y CTC se establecen por parte del agente como el costo promedio ponderado de los precios de los contratos nominados necesarios para la operación. Dicha p onderación será realizada con las cantidades utilizadas, según sea el caso, así:

Donde:

En el caso de que el agente aplique contratos de ocasión, el agente considerará como costo CSC y CTC el valor del contrato de ocasión, incrementado en un 50% de la diferencia positiva entre el precio del contrato principal y el precio del contrato de ocasión. En ningún caso, el precio del contrato de ocasión declarado más el incremento podrá ser superior al precio del contrato principal.

En el caso de los combustibles que les aplique la metodología 2, el CSC incluye el costo variable de transporte, con excepción del GNI que se le aplicará lo definido en la metodología 1 para el caso del transporte.

Para el caso de que una planta de generación opere con combustibles diferentes, de tal forma que se encuentran en los grupos de la metodología 1 y la metodología 2, se le aplicará la metodología respectiva a cada combustible.

2. Metodología 2. Aplica a combustibles fósiles con almacenamiento, tales como el Gas Natural Importado (GNI), carbón (CM), Diesel Oil (DO), Fuel Oil (FO) y GLP.

i. Del contrato de suministro principal, correspondiente al contrato con el cual se respaldan las OEF para las plantas térmicas que se respaldan con combustibles fósiles con almacenamiento. En caso de no tener OEF, se tomará el contrato firmado y registrado ante el Gestor del Mercado de Gas, en caso de que le aplique, en una fecha anterior al registro del contrato de ocasión. Considerar precio en COP/MBTU, cantidad utilizada en MBTU y cantidad máxima contratada en MBTU. Una vez se tenga la facturación, el agente deberá reportar el ASIC el precio facturado en COP/MBTU.

ii. Del contrato de suministro de ocasión, corresponde al contrato firmado y registrado ante el Gestor del Mercado de Gas, en caso de que le aplique, en una fecha posterior al registro del contrato principal. Considerar precio en COP/MBTU, cantidad utilizada en MBTU y cantidad máxima contratada en MBTU. Una vez se tenga la facturación, el agente deberá reportar el ASIC el precio facturado en COP/MBTU.

El costo CSC declarado deberá corresponder al promedio ponderado por las cantidades de combustible recibidos durante el mes que se liquida.

Si durante el mes que se liquida no se tienen compras de combustibles, se tomará la información del último mes en el que se haya recibido combustible.

Los precios declarados por el agente deberán considerar los mismos componentes que se tienen en la factura.

En el caso de que el agente aplique contratos de ocasión, el agente considerará como costo CSC y CTC el valor del contrato de ocasión, incrementado en un 50% de la diferencia positiva entre el precio del contrato principal y el precio del contrato de ocasión. En ningún caso, el precio del contrato de ocasión declarado más el incremento podrá ser superior al precio del contrato principal.

En el caso de los combustibles que les aplique la metodología 2, el CSC incluye el costo variable de transporte, con excepción del GNI que se le aplicará lo definido en la metodología 1 para el caso del transporte.

Para el caso de que una planta de generación opere con combustibles diferentes, de tal forma que se encuentran en los grupos de la metodología 1 y la metodología 2, se le aplicará la metodología respectiva a cada combustible.

1.3 Facturación de la reconciliación positiva

La facturación que se adelanta en el mes m+1 de la Reconciliación Positiva del mes m, se hará con los precios declarados, si no se han reportado las facturas. En el mes m+2 se harán los ajustes a la facturación de la Reconciliación Positiva del mes m, considerando los reportes de los agentes al ASIC de la CSC y CTC en COP/MBTU de acuerdo con la factura real pagada por el agente generador, declaración que se realizará en los formatos definidos por el ASIC.

2. Costos de operación y mantenimiento (COM). Es la parte variable del costo de operación y mantenimiento, expresado en COP/MWh, fijado en los siguientes valores, por tipo de tecnología:

El COM se actualizará mensualmente con el último IPC disponible al momento de la liquidación.

3. Precio de arranque-parada (PCAP). Es el valor reconocido como Costo de Arranque-Parada asociado con la generación de seguridad fuera de mérito, que será igual al valor del Precio de Arranque-Parada ofertado por el agente generador de acuerdo con la configuración correspondiente a la Capacidad Efectiva Neta de conformidad con lo establecido en la Resolución CREG 051 de 2009.

El PCAP se liquidará diariamente, utilizando la Tasa Representativa del Mercado, reportada por la Superintendencia Financiera, del último día hábil del mes previo al despacho. Este costo unitario se aplica sobre los MW declarados disponibles que originan el arranque.

PARÁGRAFO. Para las plantas que comiencen a operar como duales o las que inicien operación comercial después de la entrada en vigencia de esta Resolución, se tomará el primer Precio de Arranque-Parada ofertado por el agente generador para la planta como dual o al iniciar la operación comercial, respectivamente.

4. Otros costos variables (OCV). Corresponde a los siguientes costos variables calculados por el ASIC, expresado en COP/MWh:

- CEE (CERE);

- FAZNI;

- Aportes Ley 99 de 1993;

Costo unitario por servicio de AGC, descontando la parte correspondiente de la reconciliación negativa, según se define en el artículo 3 de la Resolución CREG 063 de 2000, proporcional a la generación programada del agente (estimado y luego corregido con asignación real).

5. Precio de reconciliación positiva. El precio de reconciliación positiva de un generador térmico será igual a:

Donde

PCAP	Valor reconocido como costo de arranque-parada asociado con la generación de seguridad fuera de mérito. Será igual a cero si la planta se arranca según el despacho ideal, o si arrancó desde un día anterior y continúa generando. El PCAP se actualiza aplicando la siguiente formula: Donde: PCAPac Precio de arranque parada actualizado PCAPan Precio de arranque-parada anterior IPPm-1 Índice de precios al productor de los Estados Unidos de América correspondiente a bienes de capital, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID: WPSFD41312), para el mes m-1. IPPO Índice de precios al productor de los Estados Unidos de América correspondiente a bienes de capital, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID: WPSFD41312), para el mes y el año del Precio de Arranque-Parada ofertado por primera vez por el agente generador.
GSA	MW's totales de generación de seguridad fuera del despacho ideal durante el día, asociada con dicho arranque.
Par	Precios de arranque-parada ofertado para la configuración y combustible con el que se le considera para el despacho ideal. Si el arranque se ha incluido en el despacho ideal este valor es cero.

PARÁGRAFO 1. Las inflexibilidades asociadas con generación de seguridad se liquidarán a precio de reconciliación positiva.

PARÁGRAFO 2. De no existir declaración antes de las 9:30 horas del día correspondiente, el ASIC mantendrá los últimos valores declarados por el agente.

De no haber declaración previa de las variables CSC y CTC (en COP/MBTU) para el combustible utilizado, el ASIC asumirá como valores declarados cero (0) COP/MBTU.

PARÁGRAFO 3. El presente artículo no aplica para las importaciones efectuadas a través de interconexiones internacionales.

qwe

(Fuente: R CREG 034/01, art. 1) (Fuente: R CREG 063/20, art. 2) (Fuente: R CREG 063/20, art. 3) (Fuente: R CREG 207/15, art. 2) (Fuente: R CREG 161/09, art. 3) (Fuente: R CREG 161/09, art. 2) (Fuente: R CREG 141/09, art. 2) (Fuente: R CREG 141/09, art. 1) (Fuente: R CREG 084/05, art. 3) (Fuente: R CREG 084/05, art. 2)

ARTÍCULO 2.2.12.1.2. TASA REPRESENTATIVA DEL MERCADO (TRM). Para efectos de la liquidación de los componentes de Costo de Suministro de Combustible (CSC) y Costo de Transporte de Combustible (CTC) de que trata la Resolución CREG-034 de 2001, la Tasa Representativa del Mercado a utilizar por el ASIC corresponderá a la certificada por la Superintendencia Bancaria para el día de liquidación que hayan acordado tanto el productor como el remitente.

Si el día establecido en el anterior acuerdo es posterior al quinto día hábil de cada mes, el ASIC utilizará la Tasa Representativa del Mercado certificada por la Superintendencia Bancaria para el quinto día hábil de cada mes.

(Fuente: R CREG 094/01, art. 3)

ARTÍCULO 2.2.12.1.3. Para efectos de la determinación del precio de reconciliación positiva de generadores térmicos de que trata el artículo 1o de la Resolución CREG-034 de 2001, el ASIC expresará las variables CSC y CTC en $/kWh, haciendo uso de la generación de seguridad fuera de mérito durante el día de operación.

(Fuente: R CREG 084/05, art. 5)

ARTÍCULO 2.2.12.1.4. COSTO DE ARRANQUE Y PARADA CON COMBUSTIBLES ALTERNOS. Los generadores térmicos a gas que utilicen durante el proceso de arranque un combustible alterno, deberán informar dicha situación al ASIC en los términos establecidos en el Artículo 3º de la presente Resolución, en cuyo caso al Costo de Arranque y Parada de que trata la Resolución CREG-034 de 2001, de la planta o unidad de generación será adicionado en un valor igual al consumo total de combustible alterno utilizado durante el proceso de arranque expresado en MBTU, multiplicado por el diferencial del precio del combustible alterno y el Costo de Suministro y Transporte de gas natural, de conformidad con la reglamentación vigente.

(Fuente: R CREG 084/05, art. 6)

ARTÍCULO 2.2.12.1.5. PRECIO DE RECONCILIACIÓN POSITIVA DE LOS GENERADORES HIDRÁULICOS Y GENERADORES VARIABLES. 1. Precio de reconciliación positiva de los generadores hidráulicos: en el contexto de la Resolución CREG-063 de 2000, el ASIC aplicará el siguiente procedimiento, con base en la información disponible en el CND:

a) Si las reservas agregadas de los embalses asociados a una planta o cadena de plantas, es inferior al Nivel de Probabilidad de Vertimiento, el precio de reconciliación positiva será igual al MPO nacional de la hora respectiva en COP/kWh.

b) Si las reservas agregadas de los embalses asociados a una planta o cadena de plantas es igual o superior al Nivel de Probabilidad de Vertimiento, el precio de reconciliación positiva será igual a la suma de los siguientes costos variables asociados al SIN calculados por el ASIC y expresados en pesos por kilovatio hora ($/kWh): i) CEE o CERE, según el caso, ii) FAZNI, iii) Aportes Ley 99 de 1993, y iv) El Costo Unitario por Servicio de AGC proporcional a la Generación Programada del agente (estimado y luego corregido con asignación real).

2. Precio de reconciliación positiva de las plantas o generadores variables será igual al MPO nacional de la hora respectiva en COP/kWh.

(Fuente: R CREG 034/01, art. 2) (Fuente: R CREG 060/19, art. 38) (Fuente: R CREG 036/10, art. 1)

ARTÍCULO 2.2.12.1.6. PRECIO DE RECONCILIACIÓN NEGATIVA. El precio de Reconciliación Negativa corresponde al valor a devolver por el agente generador cuya generación ideal es superior a su generación real.

El ASIC aplicará las siguientes reglas para determinar el Precio de Reconciliación Negativa (PRN):

1. Cuando el Precio de Bolsa nacional sea menor o igual al precio de escasez de activación.

Caso a. Si la Gr < GI_nac

Caso b. Si la Gr > GI_nac y Gr < GI_nac + GI_tie

Caso c. Si la Gr > GI_nac + GI_tie

Donde:

2. Cuando el Precio de Bolsa nacional sea mayor al precio de escasez de activación.

Caso d. Si la Gr > GI_nac y Gr < GI_nac + GI_tie

Caso e. Si la Gr > GI_nac + GI_tie

Caso f. Si la Gr < GI_nac

En la medida que en el Caso f se deben utilizar los criterios de liquidación del Anexo 7 de la Resolución CREG-071 de 2006, se deben contemplar varias posibles situaciones:

i. Que la desviación diaria de la obligación de energía firme sea menor o igual a cero DDOEF _{j, d, m} < 0

ii. Que la desviación diaria de la obligación de energía firme sea mayor que cero y que la generación ideal sea mayor a la obligación horaria de energía firme.

DDOEF _{j, d, m} > 0 y GI _{j, h, d, m} > OHEF _j,h,d,m

iii. Que la desviación diaria de la obligación de energía firme sea mayor que cero y que la generación ideal sea menor o igual a la obligación horaria de energía firme.

DDOEF _{j, d, m} > 0 y GI _{j, h, d, m} < OHEF _j,h,d,m

Donde:

(Fuente: R CREG 034/01, art. 3) (Fuente: R CREG 060/19, art. 39) (Fuente: R CREG 140/17, art. 8) (Fuente: R CREG 140/17, art. 7) (Fuente: R CREG 043/16, art. 1) (Fuente: R CREG 176/15, art. 1)

ARTÍCULO 2.2.12.1.7. PRECIOS DE OFERTA SUPERIORES AL COSTO DEL PRIMER SEGMENTO DE RACIONAMIENTO Y DECLARACIONES DE DISPONIBILIDAD IGUAL A CERO (0). Si el precio de oferta de un generador supera el Costo del Primer Segmento de Racionamiento, su Disponibilidad se tomará como cero (0). En caso que el CND hubiere requerido la unidad y/o planta de generación para cubrir una generación de seguridad, y el generador no haya podido justificar debidamente su oferta ante las autoridades competentes, el agente será responsable por los perjuicios derivados del racionamiento causado, sin perjuicio de que la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios pueda tomar posesión de la empresa, de conformidad con el artículo 59.1 de la Ley 142 de 1994. Se excluyen de esta disposición las plantas de generación cuyo precio de oferta se encuentre intervenido en los términos de la Resolución CREG-018 de 1998.

Cuando un generador declare para el despacho horario una disponibilidad igual a cero (0) y la planta y/o unidad de generación sea requerida por el CND para cubrir una generación de seguridad, si la planta y/o unidad de generación se encuentra indisponible y las autoridades competentes determinan que su indisponibilidad no es justificada, el agente será responsable por los perjuicios derivados del racionamiento causado, sin perjuicio de que la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios pueda tomar posesión de la empresa, de conformidad con el artículo 59.1 de la Ley 142 de 1994.

PARÁGRAFO. Para efectos de la aplicación del presente Artículo, se asume para el Redespacho, el valor del Costo del Primer Segmento de Racionamiento utilizado para el Despacho Programado.

(Fuente: R CREG 034/01, art. 4) (Fuente: R CREG 071/06, art. 88) (Fuente: R CREG 038/01, art. 6)