RESOLUCIÓN 26 DE 2014

(marzo 7)

Diario Oficial No. 49.133 de 25 de abril de 2014

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Por la cual se establece el Estatuto para Situaciones de Riesgo de Desabastecimiento en el Mercado Mayorista de Energía como parte del Reglamento de Operación.

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS,

en ejercicio de sus atribuciones constitucionales y 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

CONSIDERANDO QUE:

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, las funciones 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, 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; y determinar las condiciones para la liberación gradual del mercado hacia la libre competencia.

De acuerdo con lo establecido en el literal c) del artículo 74.1 de la Ley 142 de 1994 y el literal i) del artículo 23 de la Ley 143 del mismo año, le corresponde a la CREG establecer el Reglamento de Operación, para regular el funcionamiento del Mercado Mayorista y realizar el planeamiento, la coordinación y la ejecución de la operación del sistema interconectado nacional.

El artículo 88 de la Ley 143 de 1994 señala que corresponde a la Comisión de Regulación de Energía y Gas adoptar el estatuto de racionamiento.

Con la Resolución CREG 217 de 1997 la Comisión adoptó el Estatuto de Racionamiento, el cual fue modificado y complementado por la Resolución CREG 119 de 1998.

Teniendo en cuenta la experiencia adquirida durante el período del Fenómeno de El Niño 2009-2010 la Comisión de Regulación de Energía y Gas considera necesario adoptar reglas claras sobre la operación del sistema interconectado nacional y el funcionamiento del mercado mayorista de energía ante condiciones de riesgo de desabastecimiento.

En la Circular CREG 080 de 2010 la Comisión publicó un documento de trabajo sobre una propuesta de estatuto para situaciones de riesgo de desabastecimiento y racionamiento en el mercado mayorista de energía, al cual los agentes remitieron comentarios.

La Resolución CREG 146 de 2011 presentó para comentarios un proyecto de resolución para implementar el estatuto para situaciones de riesgo de desabastecimiento en el mercado mayorista de energía, al cual los agentes remitieron comentarios.

Con base en los comentarios recibidos y los análisis propios en la Resolución CREG 076 de 2012 la Comisión publicó una propuesta ajustada del estatuto para situaciones de riesgo de desabastecimiento en el mercado mayorista de energía, a la cual los agentes remitieron comentarios.

Mediante la Resolución CREG 150 de 2012 la Comisión publicó nuevamente la propuesta de resolución para implementar el estatuto para situaciones de riesgo de desabastecimiento, al cual los agentes remitieron comentarios.

La Comisión presentó nuevamente el proyecto de resolución para implementar el estatuto para situaciones de riesgo de desabastecimiento en el mercado mayorista de energía, mediante la Resolución CREG 082 de 2013.

Transcurrido el plazo de comentarios establecido en la Resolución 082 de 2013 se recibieron de los siguientes agentes y entidades: Celsia, radicado E-2013-009115, Isagen, radicado E-2013-009290, Andesco, radicado E-2013-009316, AES Chivor, radicado E-2013-009322, Acolgen, radicado E-2013-009326 y E-2013-010976, Incauca, radicado E-2013-009327, Epsa, radicado E-2013-009328, Endesa, radicados E-2013-009335 y E-2013-009728, Asocodis, radicado E-2013-009338, EPM, radicado E-2013-009343, Electricaribe, radicado E-2013-009345, Enertotal, radicado E-2013-009348, Andeg, radicado E-2013-009349, XM, radicado E-2013-009365, Gecelca, radicado E-2013-009389, Termobarranquilla, radicado E-2013-009533, Comité Asesor Comercialización, E-2013-011135, y Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, radicado E-2013-0116252.

El Consejo Nacional de Operación emitió su concepto sobre el proyecto contenido en la Resolución CREG 082 de 2013, radicado CREG E-2013-009352.

En cumplimiento de lo establecido en la Ley 1340 de 2009 y del Decreto 2879 <sic, 2897> de 2010 la CREG informó a la Superintendencia de Industria y Comercio sobre el proyecto de resolución.

Mediante comunicación 14-21612-4-0, radicado CREG E-2014-002162, la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC) hizo las siguientes recomendaciones:

“En los escenarios donde el cargo por confiabilidad no se activa debido a la presencia de fallas del mercado, considera esta Superintendencia que los comentarios presentados por agentes como XM S.A. E.S.P., Electricaribe S.A. E.S.P. y Andesco sugieren al menos una invitación a que se realice un análisis sobre el funcionamiento actual del cargo por confiabilidad.

En esta línea, a efectos de minimizar la distorsión que puede generarse en los incentivos de los agentes del mercado por la duplicidad de mecanismos para garantizar la seguridad del sistema con base en criterios financieros y físicos, la Superintendencia propone que se estudie en el futuro si existen alternativas disponibles para realizar ajustes al diseño del cargo por confiabilidad que conlleven a que las potenciales fallas del mercado queden enmarcadas dentro del mismo esquema.

En este sentido, el objetivo del análisis que se invita a desarrollar apunta a determinar si el cargo por confiabilidad, con algunos ajustes y respetando derechos adquiridos, resultaría capaz de responder frente a las fallas del mercado.

En cualquier caso, la motivación de esta Superintendencia frente a la recomendación señalada apunta a minimizar el número de instrumentos regulatorios a implementar a efecto de no afectar estructuralmente los fundamentales del mercado, sin perder de vista que en el sector de generación de energía en Colombia existen contingencias y fallas de mercado que ameritan la acción eficiente y oportuna del regulador.”.

Tal como se planteó en el Documento CREG-057 de 2013 el Estatuto es el mecanismo que va a prevenir situaciones de alto impacto por fuera de lo previsto en el Cargo por Confiabilidad. El Estatuto hace un seguimiento de las variables energéticas y de mercado para ser asertivos en el momento de entrar a intervenir el mercado con el mecanismo para la sostenibilidad de la confiabilidad, lo que lleva a que el Cargo por Confiabilidad se active, en el caso de que esto no haya ocurrido, y se administre la situación para que tenga el menor impacto en el suministro de energía.

El Estatuto es un mecanismo de última instancia como se plantea en los principios que lo rigen, que actúa una vez los mecanismos actuales no son suficientes o ante fallas de las señales del mercado que hace que las obligaciones no se estén entregando, llevando al sistema a una condición de alto impacto. El costo de la aplicación de este mecanismo se asigna de acuerdo con la naturaleza y origen del problema.

Frente al número de instrumentos regulatorios, la Comisión los ha definido considerando los principios establecidos en la ley que garanticen la economía y la confiabilidad en la atención de la demanda. Ampliar el rango de cubrimiento del cargo por confiabilidad para cubrir también condiciones catastróficas o más extremas a las que se consideran en su diseño, resultaría en primas excesivas para el usuario en lugar de tener un instrumento adicional que resuelve el problema coyuntural.

Sobre la revisión del Cargo por Confiabilidad, la Comisión viene evaluando continuamente el desempeño del mismo en las señales de largo plazo para la expansión y en el corto plazo para el cumplimiento de las obligaciones.

Los comentarios, sugerencias, observaciones y demás aspectos que presentaron los agentes al proyecto contenido en la Resolución CREG 082 de 2013 fueron analizados en el Documento CREG-010 del 7 de marzo de 2014 y se incorporaron los respectivos cambios al proyecto de acuerdo con los comentarios y sugerencias que se consideraron pertinentes.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su Sesión 595 del 7 de marzo de 2014, acordó expedir esta resolución.

RESUELVE:

I. DEFINICIONES.

ARTÍCULO 1o. DEFINICIONES. <Artículo modificado por el artículo 1 de la Resolución 209  de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> Para efectos de la presente resolución se usarán las siguientes definiciones generales:

Embalse remanente o energía remanente: Es la porción de embalse en energía por encima del Nivel ENFICC Probabilístico (NEP) que no tiene compromiso de EVE, sin superar el nivel real del embalse.

Energía Vendida y Embalsada, EVE: Es la energía vendida y embalsada para el mercado por agentes con plantas hidráulicas.

Hidrología del SIN, HSIN: Nivel agregado de los aportes hídricos de cuatro (4) semanas en energía (GWh) del Sistema Interconectado Nacional.

Período de Riesgo de Desabastecimiento: Período de tiempo en el cual existe riesgo de desatención de la demanda de energía eléctrica del Sistema Interconectado Nacional.

Precio de Bolsa Períodos Punta, PBP: Precio de Bolsa Nacional promedio aritmético del predespacho ideal, calculado con las ofertas remitidas por los agentes generadores para el día de operación para los períodos que comprende entre las 18 y 21 horas en $/kWh.

Precio de Oferta Ajustado: <Definición modificada por el artículo 1 de la Resolución 101 059 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> Precio igual al mayor precio ofertado para el día por las plantas térmicas, más su precio de arranque-parada variabilizado con la menor disponibilidad declarada diferente de cero para los períodos horarios del día multiplicada por 24.

Para seleccionar el mayor precio ofertado se aplicará el procedimiento definido en el Anexo 3 de la presente resolución.

Senda de referencia del embalse: Corresponde al nivel diario del embalse útil del Sistema Interconectado Nacional (SIN) necesario para asegurar el suministro de la energía durante las estaciones de verano e invierno.

II. INICIO Y FINALIZACIÓN DEL PERIODO DE RIESGO DE DESABASTECIMIENTO.

ARTÍCULO 2o. NIVELES DE ALERTA PARA SEGUIMIENTO DEL SISTEMA. <Artículo modificado por el artículo 1 de la Resolución 210 de 2021. El nuevo texto es el siguiente:> Los niveles de alerta para el seguimiento del sistema estarán compuestos por los índices que a continuación se detallan.

a. Índice PBP. <Literal modificado por el artículo 21 de la Resolución 101 066 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> Se calculará el promedio aritmético del PBP de los siete (7) días anteriores a la fecha de cálculo de los índices de que trata el presente artículo.

Cuando el promedio del PBP sea menor al precio de escasez superior del Cargo por Confiabilidad, durante cuatro (4) días de los siete (7) días, el índice PBP se entenderá que está en un nivel bajo, y si es igual o mayor que dicho precio diario ofertado, el índice PBP se entenderá que está en nivel alto.

b. Índice NE. Compara el nivel real del embalse útil del SIN en el último día del período de evaluación, según corresponda dado el estado del sistema, con la senda de referencia del embalse, expresada en porcentaje del total de embalse útil del SIN.

Para definir en qué condición está el índice, se aplicarán las siguientes reglas:

1. Si el embalse útil real es mayor o igual que la senda de referencia, o mayor al 70% del volumen útil agregado del SIN, se entenderá que el índice está en un nivel superior.

2. <Numeral modificado por el artículo 1 de la Resolución 101 055 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> Si el embalse útil real está entre un nivel igual a la senda de referencia y el nivel que se obtiene de restar un valor X en puntos porcentuales a la senda de referencia, se entenderá que el índice está en un nivel de alerta. Si dicha condición persiste por dos (2) verificaciones seguidas, se considerará como si el índice estuviera en el nivel inferior.

3. Si el embalse útil real es menor que la senda de referencia menos el valor X en puntos porcentuales, se entenderá que el índice está en un nivel inferior.

El valor X en puntos porcentuales del embalse útil del SIN se determinará como se define en el parágrafo del presente artículo.

Si el valor X en puntos porcentuales es cero (0) se considera que solamente se tiene senda de referencia y, por tanto, si el nivel del embalse útil real es menor que la senda de referencia, se entenderá que el índice está en un nivel inferior.

PARÁGRAFO. Determinación del valor X en puntos porcentuales del embalse útil del SIN. El CND aplicará la siguiente ecuación para la determinación del valor X en puntos porcentuales de cada semana, utilizado para establecer el nivel de alerta del índice NE:

Donde:

:	X en puntos porcentuales para los días de la semana s-1
:	Disponibilidad semanal descontando mantenimientos de las plantas térmicas, en GWh, que se obtiene como la diferencia entre la CEN (MW) menos los MW en mantenimientos programados de las plantas de generación del SIN en la semana s multiplicado con el número de hora de la semana, todo divido por 1000.
:	Generación Térmica en la semana s en GWh, que se obtiene de los resultados de los análisis energéticos que definen la senda de referencia.
:	Capacidad de Embalse Útil del SIN en GWh.

ARTÍCULO 3o. DEFINICIÓN DE LA CONDICIÓN DEL SISTEMA DE ACUERDO CON LOS NIVELES DE ALERTA. <Artículo adicionado por el artículo 3 de la Resolución 209  de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> La condición del sistema, de acuerdo con la combinación de los niveles de alerta, será la que se define conforme a la siguiente tabla:

La condición de vigilancia se confirmará si la variable HSIN de las cuatro (4) semanas anteriores a la semana del cálculo de los índices, es menor del 90% del promedio histórico de aportes. En caso de que HSIN sea igual o mayor al 90%, se pasará a condición normal.

Conforme al artículo 4, una vez que, de acuerdo con los niveles de alerta, el CND identifique que la condición del sistema es de riesgo, lo informará a la CREG el día martes para que, con dichos análisis y la información adicional que se identifique como relevante, ésta confirme el cambio de condición del sistema. En este caso, la nueva condición del sistema se comunicará al sector mediante Circular CREG del Director Ejecutivo, el día jueves, para dar inicio al período de riesgo de desabastecimiento y a la aplicación al mecanismo de sostenimiento de la confiabilidad que trata el artículo 7 de la Resolución CREG 026 de 2014.

PARÁGRAFO. En caso de que el sistema se encuentre en una situación de racionamiento programado, no se dará aplicación al Estatuto para Situaciones de Riesgo de Desabastecimiento, sino que se dará aplicación al Estatuto de Racionamiento adoptado con la Resolución CREG 119 de 1998.

ARTÍCULO 4o. PERIODICIDAD DE LA EVALUACIÓN DE LOS NIVELES DE ALERTA Y DEFINICIÓN DE LA CONDICIÓN DEL SISTEMA. <Artículo modificado por el artículo 2 de la Resolución 101 055 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> Los niveles de alerta y la definición de la condición del sistema los calculará y determinará el Centro Nacional de Despacho – CND, semanalmente, y los publicará con la siguiente periodicidad:

i. Estado normal. El CND publicará mensualmente el resultado de la evaluación en su página WEB dentro de los cinco (5) primeros días de cada mes.

ii. Estado de vigilancia. El CND publicará el resultado de la evaluación en su página WEB a más tardar el martes siguiente.

iii. Estado de riesgo. <Ordinal modificado por el artículo 3 de la Resolución 101 059 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> El CND evaluará los niveles del sistema dos (2) veces por semana y publicará el resultado de la evaluación en su página WEB los martes y viernes.

La evaluación y publicación de los niveles del sistema se realizará diariamente cuando el nivel diario del embalse útil del SIN se encuentre en un rango entre el valor de la senda de referencia y un punto porcentual (1%) del embalse útil por debajo de esta.

PARÁGRAFO. La Comisión de Regulación de Energía y Gas podrá solicitar la reevaluación de los niveles de alerta y condición del sistema en cualquier momento para lo cual el Centro Nacional de Despacho procederá a realizar la evaluación con la mejor información disponible de los últimos siete (7) días y en caso de que la evaluación indique una condición de riesgo para el sistema, con dichos análisis y la información adicional que se identifique como relevante, la Comisión procederá a confirmar o no dicha condición para dar inicio al periodo de riesgo de desabastecimiento y a la aplicación del mecanismo de sostenibilidad de que trata el artículo 7 de la presente resolución.

En caso de que la situación energética así lo evidencie el Centro Nacional de Despacho podrá reevaluar los niveles de alerta y condición del sistema para solicitar a la Comisión, en caso de que el resultado sea de riesgo, la confirmación del cambio condición. De manera independiente y con sus propios análisis, el Consejo Nacional de Operación también podrá solicitar el cambio de condición antes descrito.

ARTÍCULO 5. PROCEDIMIENTO PARA DEFINIR LA SENDA DE REFERENCIA DEL EMBALSE. <Artículo modificado por el artículo 1 de la Resolución 101-27 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> La CREG aplicará el siguiente procedimiento para definir la senda de referencia del embalse:

a. El CNO y el CND deberán remitir a la CREG, cada uno por separado, una propuesta de senda de referencia con desagregación diaria, conforme la definición del artículo 1, en donde incluyan los supuestos utilizados, el modelo de cálculo empleado y los niveles diarios obtenidos.

b. La senda de referencia deberá corresponder a la estación que próximamente vaya a dar inicio, de invierno o verano, de acuerdo con la definición de períodos estacionales de la Resolución CREG 025 de 1995.

c. El CNO y el CND deberán remitir su propuesta de senda de referencia, dentro de los primeros quince (15) días calendario del mes anterior al inicio de la próxima estación.

d. Con base en los análisis de las propuestas recibidas y sus propios estudios, la CREG definirá los supuestos y parámetros de acuerdo con el parágrafo 1 del presente artículo, para que el CND haga el cálculo de la senda de referencia del embalse. Lo anterior se comunicará al CND dentro de los siguientes diez (10) días calendario de remitidas las propuestas de que trata el literal c.

e. La senda de referencia se determinará, por lo menos, en cada estación antes del inicio, y será publicada en la página WEB por el CND, con el documento soporte, a más tardar a los dos (2) días anteriores al inicio de la estación.

PARÁGRAFO 1. Los supuestos y parámetros a utilizar para la determinación de la senda de referencia estacional son:

i. Hidrología. Considerando la información histórica de los meses con menores aportes hídricos y la valoración del riesgo de los aportes esperados, la CREG definirá el valor de los aportes, en porcentaje de la media histórica, a considerar en los meses de análisis, o alternativamente los parámetros para utilizar un procedimiento estocástico que permita definir la senda de referencia y los aportes hidro-energéticos asociados a dicha senda.

ii. Demanda. Considerando los escenarios de demanda más reciente publicados por Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, la CREG definirá el escenario a incluir en los análisis.

iii. Condición inicial volumen de los embalses. Corresponderá al nivel del embalse que defina la CREG. En todo caso el nivel inicial del embalse estará entre el nivel real y el embalse final de la senda de la estación precedente. Para definir lo anterior, la Comisión tendrá en cuenta lo siguiente:

a) El nivel real del embalse disponible en el momento del cálculo de la senda.

b) El nivel real del embalse descontando el valor observado al final de la senda precedente de la variable Xpp_s-1, definida en el parágrafo del artículo 2 de la presente resolución.

c) El embalse final de la senda de la estación precedente.

d) La situación energética.

iv. Otros supuestos y parámetros. Los otros supuestos y parámetros para adelantar el análisis serán los más recientes utilizados en el análisis energético de mediano plazo, que se adelanta en cumplimiento de la Resolución CREG 025 de 1995, en lo que respecta a: restricciones de niveles de embalse; parámetros de plantas de generación y elementos de la red del STN existentes; proyectos de generación; proyectos de expansión de transmisión del STN; mantenimientos; índices de indisponibilidad, topología del sistema hidráulico, red de transmisión, costos de transporte y suministro de combustible, costos de racionamiento, otros costos variables, disponibilidad de combustibles y desbalance hídrico.

v. Horizonte de análisis. Se considerarán dieciocho (18) meses de operación del sistema.

vi. Modelo. El CND podrá utilizar el modelo con el cual se adelanta el análisis energético de mediano plazo.

La CREG informará al CND los parámetros de hidrología, demanda y condición inicial de embalsamiento mediante comunicación del Director Ejecutivo.

PARÁGRAFO 2. Cuando la CREG defina un nivel inicial de embalse útil del SIN diferente al real, el CND aplicará el siguiente procedimiento para desagregarlo en los diferentes embalses:

a) Se calcula la relación entre el nivel inicial útil definido por la CREG en porcentaje y el nivel real útil del SIN en porcentaje.

b) La relación determinada en a) se multiplica por el nivel real útil de cada embalse del SIN.

c) Si el nivel del embalse determinado en b) es inferior al nivel mínimo útil histórico del embalse, se ajusta el nivel del embalse al nivel mínimo útil histórico.

d) Si con el anterior procedimiento, el nivel de embalse del SIN es superior al definido por la CREG, el CND definirá la forma de ajustar los embalses que estén por encima del mínimo, de tal forma que se logre ajustar el nivel inicial de embalse del SIN a lo definido por la CREG.

PARÁGRAFO 3. La CREG podrá actualizar la senda de referencia cuando, de acuerdo con la situación energética, lo considere apropiado, para lo cual podrá solicitar en cualquier momento al CNO y al CND que remitan sus propuestas actualizadas de senda de referencia.

ARTÍCULO 6. FINALIZACIÓN DEL PERÍODO DE RIESGO DE DESABASTECIMIENTO. <Artículo modificado por el artículo 1 de la Resolución 101 063 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> La finalización del período de riesgo de desabasteciento se dará cuando, se presente alguna de las siguientes condiciones:

i. Si el nivel del embalse está entre la senda y la curva S-X, y se cumple con los siguientes indicadores: a) el resultado de la evaluación el índice PBP esté en un nivel alto, y b) el promedio móvil de la tasa de embalsamiento de los últimos 7 días es superior a la tasa de embalsamiento de la senda, en invierno, o el promedio móvil de la tasa desembalsamiento de los últimos 7 días es inferior a la tasa de desembalsamiento de la senda, en verano.

Está condición la deberá evaluar diariamente del CND.

ii. Como resultado de la evaluación de los niveles de alerta, se determine que el sistema está en condición normal.

III. MECANISMO PARA SOSTENIMIENTO DE LA CONFIABILIDAD.

ARTÍCULO 7o. MECANISMO PARA SOSTENIMIENTO DE LA CONFIABILIDAD. Durante el período de riesgo de desabastecimiento se aplicarán las siguientes reglas para la venta y embalse de energía para garantizar la sostenibilidad de la confiabilidad:

a) Compromiso. La cantidad de generación hidráulica evitada en el despacho del día t por cumplimiento de la generación térmica requerida para cumplir la condición de generación térmica total o la cantidad definida para administrar un racionamiento programado se entenderá vendida al mercado y será entregada posteriormente en el día t+q.

b) Garantía de entrega. La entrega de la energía vendida como se establece en el literal a, se garantizará físicamente manteniéndola embalsada desde la fecha de venta hasta la fecha de entrega.

c) Cantidad. La cantidad de energía vendida y embalsada se calculará aplicando las reglas establecidas en el artículo 8o de la presente resolución.

d) Contabilidad. El CND y/o ASIC harán la contabilidad de las cantidades de energía embalsada y precio ofertado para cada recurso con energía vendida y embalsada. También llevarán, día a día, la cuenta de la cantidad acumulada de energía embalsada objeto de compromiso.

Las cantidades de energía vendida y embalsada se acumularán y se descontarán del nivel del embalse real para efectos de la verificación del Nivel ENFICC Probabilístico.

Sólo se podrá adquirir compromiso mediante las ventas de energía de que trata el literal a de este artículo, por la energía remanente.

e) Precio del compromiso. <Literal modificado por el artículo 7 de la Resolución 209  de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> El precio al que se le pagará al agente la energía que sea vendida y embalsada desde el día t será el precio ofertado para ese día t.

f) Entrega de la energía vendida y embalsada. La energía del compromiso se entregará al mercado cuando haya sido generada en el día t+q, siendo t+q los días desde t+1 hasta la fecha de entrega, como resultado de la aplicación de las siguientes condiciones:

i) Durante el periodo de riesgo de desabastecimiento. <Ordinal modificado por el artículo 1 de la Resolución 155 de 2014. El nuevo texto es el siguiente:> Durante el periodo de riesgo de desabastecimiento se aplicarán las siguientes reglas:

1. Para plantas con asignación de compromisos EVE en el despacho del día t para la operación del día t+1. El CND ajustará la oferta de precio de la planta i al Precio de Oferta Ajustado y si es despachada en el despacho real se descontará del compromiso EVE la correspondiente generación real.

2. Para plantas sin asignación de compromisos EVE en el despacho del día t para la operación del día t+1 aplica lo siguiente:

a) Planta i sin compromisos EVE. El CND no ajustará el precio de oferta de la planta i;

b) Planta i con compromisos EVE y sin Energía Remanente. El CND ajustará la oferta de precio de la planta i al Precio de Oferta Ajustado y si es despachada en el despacho real se descontará del compromiso EVE la correspondiente generación real;

c) Planta i con compromisos EVE y con Energía Remanente. Para Predespacho Ideal que considera las ofertas de precio y disponibilidad de todas las plantas de generación, posterior a la adquisición del compromiso de EVE que trata el artículo 8o de la presente resolución, se aplicarán las siguientes reglas:

– Si la generación del día de la planta i es superior a la Energía Remanente, se ajustará la oferta de precio al Precio de Oferta Ajustado y si es despachada en el despacho real se descontará del compromiso EVE la correspondiente generación real.

– Si la generación del día de la planta i es inferior o igual a la Energía Remanente, no se ajustará la oferta de precio.

ii) Fuera del período de riesgo de desabastecimiento. El precio de oferta de la energía vendida y embalsada de la planta i será el precio ofertado por el agente para la planta respectiva y si es despachada en el despacho real se descontará del compromiso la correspondiente generación real, hasta cuando termine de entregar la totalidad de dicha energía.

g) Forma de pago. <Literal modificado por el artículo 8 de la Resolución 209  de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> El pago de la energía vendida y embalsada se realizará conforme a las siguientes reglas:

1. El ASIC liquidará, con las reglas vigentes, la energía vendida y embalsada en el momento de su entrega al mercado.

2. Con el valor de la energía vendida y embalsada que se haya entregado al mercado se pagará al agente.

3. La diferencia entre el precio del compromiso y el valor de la energía vendida y embalsada en el momento de la entrega  se asignará a la demanda, a través de las restricciones, en las liquidaciones correspondientes al mes m, según las siguientes reglas:

a) Si  es menor que cero (0) y su valor es menor que el costo de las restricciones del mes m, se asignará a aliviar las restricciones de dicho mes. Si es mayor, se asignará a aliviar las restricciones del mes m, el excedente se asignará al mes siguiente, y así sucesivamente hasta completar todo el valor del

b) Si  es mayor que cero (0) se asignará a la demanda en el mes de entrega un valor máximo de 5$/kWh de costo unitario. El excedente se aplicará en el siguiente mes sin superar el límite señalado, y así sucesivamente hasta completar el .

h) Finalización de las ventas de energía y el embalsamiento de energía. La finalización de las ventas de energía y embalsamiento de energía se dará cuando se haya finalizado el período de riesgo de desabastecimiento o se supere la cantidad máxima a embalsar.

PARÁGRAFO. <Parágrafo modificado por el artículo 4 de la Resolución 101 059 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> En caso de requerirse un proceso de desempate se realizará ordenando las plantas hidráulicas con embalse iniciando con la planta con mayor factor de reserva y así sucesivamente. Para el cálculo del factor de reserva se aplicará la siguiente fórmula:

Donde:

	Factor de reserva.
VUD:	Volumen Útil en el día d en MWh aplicando los factores de conversión disponibles en el CND al momento de la aplicación.
NEP:	Nivel de Enficc Probabilístico en el día d en MWh.
CEN:	Capacidad Efectiva Neta en MW de las plantas que se consideraron para el cálculo del NEP.

ARTÍCULO 8o. ENERGÍA VENDIDA Y EMBALSADA, EVE. La energía vendida y embalsada por agentes con plantas hidráulicas se determinará por el CND aplicando las siguientes reglas:

a) El CND establecerá la cantidad de energía a vender y embalsar para cumplir con la generación térmica total que establezca el análisis energético adelantado por el CNO, con miras a mantener la confiabilidad del SIN, para lo cual utilizará el predespacho ideal.

b) El CND seleccionará de entre las ofertas de precio y declaración de disponibilidad recibidas, las plantas hidráulicas cuyo precio de oferta sea el menor, su nivel de embalse no supere el Nivel de Probabilidad de Vertimiento, NPV, evaluado en energía y tengan embalsada la energía que la planta generaría en los períodos del día en que salga en el predespacho ideal, hasta igualar o superar la energía a vender y embalsar calculada en el punto anterior.

c) La cantidad de energía que pueda embalsar una planta con cadena de embalses será igual a la suma de la energía de los embalses y la cantidad de energía vendida y embalsada por esa planta se almacenará empezando con el embalse de mayor capacidad y así sucesivamente.

d) <Literal modificado por el artículo 3 de la Resolución 101 69 de 2025. El nuevo texto es el siguiente:> La cantidad de energía vendida y embalsada por la planta i en el día t será considerada como generación para el cumplimiento de las Obligaciones de Energía Firme (OEF) de dicha planta. Si el valor sobrepasa las OEF, el excedente se podrá utilizar para cubrir contratos en el mercado secundario de energía firme que tenga la planta.

Para el efecto, en el numeral 1.2 del anexo 1 de la Resolución CREG 071 de 2006, la variable Obligación Diaria de Energía Firme respaldada por la planta de generación i del generador j en el día d del mes m con EVE será:

Donde:

	Obligación Diaria de Energía Firme respaldada por la unidad o planta de generación i, del generador j, en el día d, del mes m.
	Obligación Diaria de Energía Firme respaldada por la unidad o planta de generación i, del generador j, en el día d, del mes m, calculada según el numeral 1.2 del anexo 1 de la Resolución CREG 071 de 2006 o aquellas que la modifiquen.
	Energía Vendida y Embalsada Ajustada por la planta de generación i, del generador j, en el día d, del mes m, que será máximo la EVE que iguale la ODEFR a cero. El exceso de EVE se aplicará para cubrir contratos del mercado secundario que tenga la planta i. Cuando el precio de bolsa supere el precio escasez activación que le corresponda, el exceso de EVE se considerará, únicamente para efectos del despacho de contratos de respaldo y declaraciones de respaldo, como generación ideal.

En caso de presentarse la condición indicada en el literal a) del numeral 8.2.3 del Anexo 7 de la Resolución CREG 071 de 2006, por la aplicación de lo señalado en este literal, se aplicará lo siguiente:

1) Se distribuye el costo total en proporción de: i) la diferencia positiva entre la demanda y las OEF asignadas y activadas, y ii) la EVEA descontada de las obligaciones de los generadores hidráulicos.

2) El costo por aplicación de este literal corresponde al valor calculado a partir de la proporción del numeral ii) del numeral 1).

3) El valor del numeral 2 será asignado a los generadores y comercializadores en proporción de las cantidades compradas en bolsa. La proporción asignada a los generadores se distribuye entre estos a prorrata de sus compras en bolsa y la proporción asignada a los comercializadores se distribuye a prorrata de su demanda comercial y se traslada al componente de restricciones.

ARTÍCULO 9o. CANTIDAD MÁXIMA A EMBALSAR. <Artículo modificado por el artículo 9 de la Resolución 209  de 2020. El nuevo texto es el siguiente:> La cantidad máxima a embalsar en cada período de riesgo de desabastecimiento se revisará semanalmente, cuando menos, y será determinada aplicando el procedimiento que para tal fin se define en la Resolución CREG 155 de 2014.

ARTÍCULO 10. EXPORTACIONES DE ENERGÍA DURANTE EL PERÍODO DE RIESGO DE DESABASTECIMIENTO. Durante el período de riesgo de desabastecimiento, las exportaciones de energía definidas en las transacciones diarias de la bolsa se harán de acuerdo con las reglas definidas en el Anexo 2 de la presente resolución.

ARTÍCULO 11. DEROGATORIAS Y VIGENCIA. La presente resolución entrará a regir a partir de su publicación en el Diario Oficial y deroga todas las disposiciones que le sean contrarias.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 7 de marzo de 2014.

El Presidente,

AMÍLCAR DAVID ACOSTA MEDINA,

Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

CARLOS FERNANDO ERASO CALERO.

ANEXO 1.

DETERMINACIÓN DE LA ENERGÍA DISPONIBLE DE CORTO PLAZO (ED) DE PLANTAS DE GENERACIÓN.

<Anexo derogado por el artículo 10 de la Resolución 209  de 2020. El texto ORIGINAL es el siguiente:>

La ED de las plantas de generación se determinará de acuerdo con las siguientes reglas:

1. ED DE PLANTAS HIDRÁULICAS (ED_H).  

1.1. ED PLANTAS HIDRÁULICAS CON EMBALSE.

La ED de las plantas hidráulicas con embalse se determinará aplicando las siguientes reglas:

i) La ED de las plantas de generación estará compuesta por: a) la EDICO que es la máxima generación diaria que puede entregar constantemente durante el período de doce (12) meses, contados a partir del mes de análisis para todas las series de aportes históricos, e iniciando con el nivel del embalse, y b) la EDACP para cada mes del período de análisis que es la Energía Disponible Adicional de corto plazo que es la energía adicional a la EDICO.

ii) La ED se determinará mensualmente utilizando el nivel del embalse declarado por el agente representante de la planta para el día de inicio del análisis.

iii) La ED será calculada por el CND utilizando el modelo HIDENFICC modificado para incorporar lo señalado en los numerales anteriores, el cual será publicado para tal fin por la Dirección Ejecutiva de la CREG mediante circular. Los datos de aportes hídricos históricos y parámetros de las plantas que se utilicen serán los últimos valores declarados por los agentes.

1.2. ED DE PLANTAS FILO DE AGUA.

La ED de las plantas filo de agua o las plantas que no tengan embalse asociado se considerará igual a su ENFICC.

2. ED DE PLANTAS TÉRMICAS (ED_T).

La ED de las plantas térmicas se determinará diariamente aplicando la siguiente fórmula:

ED_T = CEN x (1 - IH_día) x 24

Donde:

CEN:	Capacidad Efectiva Neta en kW
IHdía:	Índice de Indisponibilidad Histórica día en p.u.

El Presidente,

AMÍLCAR DAVID ACOSTA MEDINA,

Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

CARLOS FERNANDO ERASO CALERO.

ANEXO 2.

REGLAS PARA LAS EXPORTACIONES DE ENERGÍA DURANTE EL PERÍODO DE RIESGO DE DESABASTECIMIENTO.

Durante el período de riesgo de desabastecimiento las exportaciones de energía definidas en las transacciones diarias de la bolsa se harán de acuerdo con las siguientes reglas:

1. Sólo se podrá exportar energía eléctrica para suplir generación de seguridad en el país importador, haciendo uso de generación de plantas térmicas operando con combustibles líquidos que no se requieran en el despacho económico para cubrir demanda total doméstica o nacional.

2. El ASIC liquidará y facturará todos los costos en que incurra el mercado exportador, incluyendo costos adicionales causados por esta operación para la entrega de la energía eléctrica, según lo establecido en la regulación para las exportaciones de corto plazo.

3. El precio de generación de exportación por generación de seguridad en el país importador será el de la planta con mayor precio ofertado, incrementado con los precios de arranque – parada variabilizados por la generación.

4. En el evento que se esté atendiendo con generación de seguridad las exportaciones a los países con que se realizan intercambios de energía, los precios de generación para cada exportación se estimarán con el recurso más costoso que atienda cada una de ellas, iniciando con el país con el cual se tienen acuerdos regulatorios.

ANEXO 3.

PROCEDIMIENTO PARA SELECCIONAR EL PRECIO MÁXIMO EMPLEADO EN LA DEFINICIÓN DEL PRECIO DE OFERTA AJUSTADO.

<Anexo adicionado por el artículo 2 de la Resolución 101 059 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:>

Para seleccionar el mayor precio ofertado que se empleará en la definición del Precio de Oferta Ajustado se aplicará el siguiente procedimiento:

a) Se toman las plantas térmicas con disponibilidad declarada al CND mayor que cero en algún periodo horario.

b) Las ofertas de las plantas térmicas reportadas al CND y expresadas en $/kWh se ordenan de menor a mayor. En caso de empates en el precio ofertado se ordenan estas plantas de menor a mayor disponibilidad.

c) Se inicia la evaluación con la planta de mayor precio ofertado y se calcula la diferencia con la oferta inmediatamente anterior, en caso de que dichas ofertas sean iguales, se toma la siguiente a la anterior para determinar la diferencia y así sucesivamente.

d) Se toma la menor disponibilidad declarada diferente de cero de la planta a evaluar para los períodos horarios del día expresada en kW.

e) Se calcula el cociente entre el valor determinado en el punto d) y en el punto c).

f) Si el valor calculado es mayor a 100 la planta evaluada se toma para determinar el mayor precio ofertado, en caso contrario se rechaza y se evalúa la inmediatamente anterior y así sucesivamente.

El Presidente,

AMÍLCAR DAVID ACOSTA MEDINA,

Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

CARLOS FERNANDO ERASO CALERO.