RESOLUCIÓN 34 DE 2001

(marzo 13)

Diario Oficial No. 44.357 de 15 de marzo de 2001

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Por la cual se dictan normas sobre funcionamiento del Mercado Mayorista de Energía.

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS,

en ejercicio de sus atribuciones legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994 y en desarrollo de los Decretos 1524 y 2253 de 1994, y

CONSIDERANDO:

Que según lo consagrado en la Constitución Política, artículo 333, el Estado, por mandato de la ley, impedirá que se restrinja la libertad económica y evitará o controlará cualquier abuso que personas o empresas hagan de su posición dominante en el mercado nacional;

Que según lo previsto en la Constitución Política, artículo 334, el Estado intervendrá, igualmente por mandato de la ley, en los servicios públicos y privados, para racionalizar la economía con el fin de conseguir el mejoramiento de la calidad de vida de los habitantes, la distribución equitativa de oportunidades y los beneficios del desarrollo y la preservación de un ambiente sano;

Que de acuerdo con lo previsto en el citado artículo 333 de la Constitución Política, la libre competencia económica es un derecho de todos, que supone responsabilidades;

Que la Ley 142 de 1994, artículo 2o., mandó la intervención del Estado en los servicios públicos, conforme a las reglas de competencia de que trata dicha ley, en el marco de lo dispuesto por los artículos 334, 336, y 365 a 370 de la Constitución Política, para lograr entre otros fines, la libertad de competencia y no utilización abusiva de la posición dominante;

Que según lo dispuesto por la Ley 143 de 1994, en relación con el servicio público de electricidad al Estado le corresponde, entre otros aspectos, promover la libre competencia en las actividades del sector, e impedir prácticas que constituyan competencia desleal o abuso de posición dominante en el mercado;

Que tal como se halla definido en el artículo 4o. de la Ley 143 de 1994, el Estado, en relación con el servicio de electricidad tiene dentro de sus objetivos, abastecer la demanda de electricidad de la comunidad bajo criterios económicos y de viabilidad financiera, asegurando su cubrimiento en un marco de uso racional y eficiente de los diferentes recursos energéticos del país;

Que, igualmente, el citado artículo 4o. de la Ley 143 de 1994, define como objetivo del Estado en relación con el servicio de electricidad, asegurar una operación eficiente, segura y confiable en las actividades del sector;

Que la Ley 143 de 1994, artículo 6o., dispuso que las actividades relacionadas con el servicio de electricidad se regirán, entre otros principios, por el de eficiencia, el cual "obliga a la correcta asignación y utilización de los recursos de tal forma que se garantice la prestación del servicio al menor costo económico";

Que según el mandato contenido en el artículo 33 de la Ley 143 de 1994, "la operación del sistema interconectado se hará procurando atender la demanda en forma confiable, segura y con calidad del servicio mediante la utilización de los recursos disponibles en forma económica y conveniente para el país".

Que según lo dispuesto por el Código Civil, artículo 677, "los ríos y todas las aguas que corren por cauces naturales son bienes de la Unión, de uso público en los respectivos territorios";

Que el artículo 42 del Código de Recursos Naturales Renovables, dispone que "pertenecen a la Nación los recursos naturales renovables y demás elementos ambientales regulados por este Código que se encuentren dentro del territorio nacional, sin perjuicio de los derechos legítimamente adquiridos por los particulares y de las normas especiales sobre baldíos";

Que según lo dispone el artículo 80 de la Constitución Política, el Estado planificará el manejo y aprovechamiento de los recursos naturales, para garantizar su desarrollo sostenible, su conservación, restauración o sustitución;

Que de acuerdo con lo previsto en la Ley 143 de 1994, artículo 3o., corresponde al Estado, asegurar la adecuada incorporación de los aspectos ambientales en la planeación y gestión de las actividades del sector eléctrico;

Que la Ley 142 de 1994, artículo 3o., estableció como unos de los instrumentos de la intervención estatal en los servicios públicos, la Regulación de la prestación de tales servicios; y la protección de los recursos naturales;

Que la Ley 143 de 1994, artículo 20, definió que en relación con el sector energético, la función de regulación por parte del Estado tendrá como objetivo básico "..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 logro de este objetivo, promoverá la competencia, creará y preservará las condiciones que la hagan posible";

Que para el cumplimiento del objetivo anteriormente señalado, según lo dispuesto por el artículo 23, literal a) de la Ley 143 de 1994, le corresponde a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, "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";

Que de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 73 de la Ley 142 de 1994, en relación con el sector eléctrico, la CREG tiene la función de "..regular los monopolios en la prestación de los servicios públicos, cuando la competencia no sea, de hecho, posible; y, en los demás casos, la de promover la competencia entre quienes presten servicios públicos, para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean económicamente eficientes, no impliquen abuso de la posición dominante, y produzcan servicios de calidad";

Que según lo previsto en la Ley 142 de 1994, artículo 74, además, es función y facultad especial de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, "..regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente, propiciar la compete ncia en el sector de minas y energía y proponer la adopción de las medidas necesarias para impedir abusos de posición dominante y buscar la liberación gradual de los mercados hacia la libre competencia";

Que de acuerdo con lo establecido en la Ley 142 de 1994, artículo 74, Literal a), "la comisión podrá adoptar reglas de comportamiento diferencial, según la posición de las empresas en el mercado";

Que corresponde a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en los términos de la Ley 142 de 1994, determinar cuándo existen condiciones de competencia para efectos de determinar la libertad de precios;

Que en cumplimiento de lo previsto por la Ley 142 de 1994, artículo 74, literal c), es función y facultad especial de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, establecer el Reglamento de Operación para regular el funcionamiento del mercado mayorista de energía;

Que la Ley 143 de 1994, define el Mercado Mayorista de electricidad, como "el mercado de grandes bloques de energía eléctrica, en que generadores y comercializadores venden y compran energía y potencia en el Sistema Interconectado Nacional, con sujeción al Reglamento de Operación";

Que uno de los supuestos fundamentales para que el Mercado Mayorista de electricidad funcione bajo condiciones de libre competencia, lo constituye el normal funcionamiento del Sistema Interconectado Nacional;

Que durante el año 2000 y en lo que va corrido del año 2001, se han producido atentados terroristas, de público conocimiento, contra la infraestructura eléctrica del país, dejando como saldo un gran número de torres de los Sistemas de Transmisión Nacional y de Transmisión Regional fuera de servicio;

Que la situación de orden público antes descrita, especialmente la ocurrida a partir del mes de enero de 2001, ha provocado el fraccionamiento del Sistema Interconectado Nacional y por ende del mercado eléctrico colombiano, poniendo el Sistema en riesgo de racionamiento y el Mercado en condiciones de ser controlado por unos pocos agentes dada la concentración de oferta provocada por dicho fraccionamiento;

Que mediante la Resolución CREG-026 de 2001, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, estableció normas sobre el funcionamiento del Mercado Mayorista, con el fin de regular aspectos relacionados con la presentación diaria de "Oferta de Precios" y "Declaración de Disponibilidad", teniendo en cuenta la situación del Mercado;

Que analizada la evolución del Mercado a partir de la entrada en vigencia de la Resolución CREG-026 de 2001, se encuentra que si bien la volatilidad de los precios ha disminuido, no se ha logrado mejorar otras distorsiones del Mercado;

Que analizado el comportamiento de los precios en el Mercado Mayorista, se encuentra que en lo que va corrido del presente año, el Costo Marginal ha sido puesto, el 78% de las veces, por unos pocos agentes;

Que analizado el comportamiento de los precios en el Mercado Mayorista, igualmente se encuentra que en lo que va corrido del presente año, en un alto porcentaje, el precio promedio de oferta de varios agentes ha sido igual o mayor que el precio de racionamiento, sin estar en condiciones de racionamiento de energía;

Que en la situación actual de fraccionamiento del Sistema Interconectado Nacional y del Mercado Mayorista, el despacho de los recursos se ha vuelto predecible en muchos casos, eliminando así uno de los factores determinantes de la competencia en el Mercado;

Que las actuales condiciones del Mercado están induciendo la desoptimización energética del sector eléctrico, razón por la cual se pueden estar desembalsando recursos que se requieren en términos energéticos, o poniendo en riesgo de vertimiento algunos embalses;

Que el valor de la generación forzada, en un mercado estacional como el colombiano, se espera que en condiciones normales sea mayor durante el invierno y menor durante el verano; sin embargo, durante la estación actual de verano el valor de tal generación, principalmente en los meses de febrero y marzo de 2001, ha alcanzado máximos históricos;

Que dada la diferencia existente entre la oferta y la demanda máxima del Sistema, en un mercado bajo condiciones de competencia perfecta, se deberían obtener precios máximos ofertados inferiores;

Que se debe tener en cuenta, que si bien, existen dificultades operativas para distinguir el desplazamiento en el despacho ideal por generaciones forzadas, del desplazamiento por energía atrapada, es claro que ambas situaciones son diferentes en términos comerciales;

Que se ha considerado que al eliminar el riesgo de los agentes en términos de cobertura de costos, se elimina explícitamente la necesidad de incorporar la variable de percepción de riesgo en las ofertas de precio;

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, ha considerado necesario adoptar medidas para regular el funcionamiento del Mercado Mayorista, teniendo en cuenta la situación antes señalada, las cuales serán aplicables mientras se restablece el normal funcionamiento del Sistema Interconectado Nacional y del Mercado Mayorista;

Que teniendo en cuenta el valor de las restricciones en el mes de febrero y en lo que va corrido del mes de marzo, se hace necesario establecer un período de transición para la transferencia de dicho costo a los comercializadores y por ende a los usuarios del servicio;

Que de acuerdo con la Ley 142 de 1994, artículo 11, es obligación de las empresas que presten servicios públicos, entre otras, asegurar que el servicio se preste en forma continua y eficiente, y sin abuso de la posición dominante que la empresa pueda tener frente al usuario o a terceros;

Que la Ley 142 de 1994, artículo 59, estableció que habrá lugar a la toma de posesión por parte de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, entre otros casos, "cuando la empresa no quiera o no pueda prestar el servicio público con la continuidad y calidad debidas, y la prestación sea indispensable para preservar el orden público o el orden económico, o para evitar perjuicios graves e indebidos a los usuarios o a terceros";

Que el Consejo Nacional de Operación, mediante comunicación radicada en la CREG bajo el número 1183 de 2001, manifestó a la CREG que una vez analizada la situación energética y eléctrica del Sistema Interconectado Nacional, y con el fin de garantizar el abastecimiento energético especialmente en la zona de Antioquia y el suroccidente del país, consideró que "debido a la forma desvertebrada como se encuentra la red de transmisión, el suroccidente también presenta problemas energéticos serios, que pueden llevar a racionamientos en el área en los próximos días. En particular es muy difícil hacer un uso eficiente de los recursos en razón de las limitaciones de transporte impuestas por la voladura de torres. En esta zona bajo las actuales circunstancias es muy importante la generación de las plantas térmicas (Termovalle, Termoemcali y Yumbo), la cual depende, además de las ofertas, de la disponibilidad de las plantas y del combustible";

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su Sesión número 149 del día 13 de marzo de 2001, acordó expedir las siguientes normas,

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. PRECIO DE RECONCILIACIÓN POSITIVA DE LOS GENERADORES TÉRMICOS. <Artículo modificado por el artículo 1 de la Resolución 101 051 de 2024. El nuevo texto es el siguiente:> 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 al 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 al ASIC el precio facturado en COP/MBTU.

iii. Del contrato de transporte principal, correspondiente al contrato con el cual se respaldan las 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 Gestor 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 al 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 al 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 ponderación será realizada con las cantidades utilizadas, según sea el caso, así:

Donde:

CSCp,d:	Costo de Suministro de Combustible para planta p, en el día d
PRSc,d:	Precio del contrato de suministro c para el día d
CCSc,d:	Cantidad utilizada del contrato de suministro c para el día d
c:	Contrato de suministro utilizado
CTCp,d:	Costo de Transporte de Combustible para planta p, en el día d
PRTc,d:	Precio del contrato de transporte t para el día d
CCTc,d:	Cantidad utilizada del contrato de transporte t para el día d
t:	Contrato de transporte utilizado
CONSd:	Consumo del combustible para el día d
TCS	Número total de contratos de suministro o transporte, según corresponda

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 al 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 al 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:

Tecnología	COM (COPDic/2019/MWh)
Térmica a Gas	11.999
Térmica a Carbón	24.602
Térmica Otros Combustibles	18.302

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

3. 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).

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

Donde

Así mismo, donde:

GSA	MW's totales de generación de seguridad fuera del despacho ideal durante el día, asociada con los arranques.
	Costos de Arranque-Parada no cubiertos en el Despacho Ideal del generador térmico.
	Precios de oferta de arranque-parada z del generador térmico remunerados en el Despacho Ideal, de conformidad con lo establecido en el Anexo A-4 de la Resolución CREG 024 de 1995 (o todas aquellas que la modifiquen adicionen o sustituyan).
	Precios de oferta de arranque-parada z del generador térmico en los que se haya incurrido en la operación real. En caso de presentarse transiciones entre configuraciones de una planta de ciclo combinado, el arranque-parada de la nueva configuración será valorado como la suma de los precios de arranque-parada, según estado, de unidades adicionales entre la configuración del período t y la configuración del período t-1. Esta variable será igual a cero si la planta y/o unidad térmica arrancó desde un día anterior y continúa generando. Si el arranque de la planta y/o unidad de generación no es producto de una instrucción del CND por seguridad y/o economía del SIN, no se tendrá en cuenta. Así mismo, sólo se remunerará el arranque de la planta y/o unidad de generación si luego de la rampa de encendido, la misma permanece con generación mayor o igual a su mínimo técnico durante al menos un periodo de tiempo en que se fracciona el día en el Despacho Económico. Lo anterior, excepto si por instrucción del CND la planta no puede cumplir con este tiempo, en cuyo caso el arranque será remunerado.
	Número de arranques de la planta. Si el arranque de la planta j se requiere únicamente para cumplir la generación en pruebas solicitadas por los agentes en los períodos siguientes al arranque, no se tiene en cuenta el arranque.
CSC	Costo de suministro de combustible
CTC	Costo de transporte de combustible
COM	Costo de operación y mantenimiento
OCV	Otros costos variables

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.

PARÁGRAFO 4. El agente deberá desarrollar una metodología replicable para calcular el Par declarado en la oferta, la cual deberá actualizar cada vez que corresponda y enviar a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD, cuando esta lo requiera para que dicha entidad ejerza inspección, vigilancia y control.

Así mismo, cuando se presenten incrementos entre declaraciones del Par mayores al 20%, el agente debe remitir la justificación a la SSPD, para que dicha entidad realice las averiguaciones pertinentes si lo considera. El CND debe notificar y reportar a la SSPD de dicha situación.

ARTÍCULO 2o. PRECIO DE RECONCILIACIÓN POSITIVA DE LOS GENERADORES HIDRÁULICOS Y GENERADORES VARIABLES. <Artículo modificado por el artículo 38 de la Resolución 60 de 2019. El nuevo texto es el siguiente:> 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.

ARTÍCULO 3o. PRECIO DE RECONCILIACIÓN NEGATIVA. <Artículo modificado por el artículo 1 de la Resolución 176 de 2015. Ver en Notas de Vigencia la aclaración de la Resolución 43 de 2016. El nuevo texto es el siguiente:> 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. <Encabezado modificado por el artículo 7 de la Resolución 140 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> 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:

GI:	Generación ideal total. Corresponde a la suma de GInac, GItie, GIint de la planta i, del agente j, en la hora h, del día d, del mes m.
GInac:	Generación ideal nacional de la planta i, del agente j, en la hora h del mes m.
GItie:	Generación ideal Transacciones Internacionales de Energía (TIE) de la planta i, del agente j, en la hora h, del día d, del mes m.
GIint:	Generación ideal internacional de la planta i, del agente j, en la hora h, del día d, del mes m.
Gr	Generación real de la planta i, del agente j, en la hora h, del día d, del mes m.
MPOnal:	Máximo precio de oferta nacional
MPOtie:	Máximo precio de oferta incluyendo las TIE
MPOint:	Máximo precio de oferta incluyendo las transacciones internacionales

2. <Encabezado modificado por el artículo 7 de la Resolución 140 de 2017. El nuevo texto es el siguiente:> 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:

DDOEFj,d,m:	Desviación Diaria de la Obligación de Energía Firme, conforme a lo definido en el Anexo 7 de la Resolución CREG 071 de 2006, del agente j, en el día d, del mes m.
GIi,j,h,d,m:	Generación ideal nacional conforme a lo definido en el Anexo 7 de la Resolución CREG 071 de 2006, de la planta i, del agente j, en la hora h, en el día d, del mes m.
Gri,j,h,d,m:	Generación real de la planta i, del agente j, en la hora h, del día d, del mes m.
OHEFj,h,d,m:	Obligación Horaria de Energía Firme, conforme a lo definido en el Anexo 7 de la Resolución CREG 071 de 2006, del agente j, en la hora h, en el día d, del mes m.
PD :	<Descripción modificada por el artículo 39 de la Resolución 60 de 2019. El nuevo texto es el siguiente:> Precio definido como el máximo entre el precio de escasez ponderado del agente, según el anexo 7 de la Resolución CREG 071 de 2006, en COP/kWh y: Para el caso de una planta hidráulica o de generación variable se calculará en la misma forma que el precio de reconciliación positiva de la metodología definida en la Resolución CREG 034 de 2001 en COP/ kWh para estos tipos de plantas de generación. En caso de que este cálculo resulte ser el precio de bolsa para la hora respectiva, se tomará el MPO nacional de la hora respectiva en COP/kWh. Para el caso de una planta o unidad térmica, cuando su generación real es mayor a cero, se tomará el precio de reconciliación positiva de la metodología PR definida en el artículo 1o de la Resolución CREG 034 de 2001, “Precio de reconciliación positiva para un generador térmico”, sin considerar los costos arranque-parada. Es decir, el primer término de la metodología PR será la suma de los términos CSC, CTC, COM y OCV, según los define esa resolución en el artículo 1o. Con la generación real, el combustible utilizado en el día de operación y los términos de la Resolución CREG 034 de 2001 señalados anteriormente, el ASIC determinará este precio en COP/kWh. Para el caso de una planta o unidad térmica, cuando la generación real es igual a cero en el día de operación, se tomará el precio ofertado en COP/kWh.

ARTÍCULO 4o. PRECIOS DE OFERTA SUPERIORES AL COSTO DEL PRIMER SEGMENTO DE RACIONAMIENTO Y DECLARACIONES DE DISPONIBILIDAD IGUAL A CERO (0). <Artículo modificado por el artículo 6 de la Resolución 38 de 2001. El nuevo texto es el siguiente:> 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.

<Inciso modificado por el artículo 88 de la Resolución 71 de 2006. El nuevo texto es el siguiente:> 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.

ARTÍCULO 5o. PAGO DE LAS RESTRICCIONES POR PARTE DE LOS COMERCIALIZADORES. Para los meses de consumo de febrero y marzo de 2001, a los agentes comercializadores que pagan restricciones en el Mercado Mayorista, según se establece en la Resolución CREG-063 de 2000, se les modificará la fecha de vencimiento de los valores a pagar por este concepto, teniendo en cuenta las siguientes consideraciones:

a) El Administrador del SIC facturará la totalidad de las transacciones con fecha de vencimiento el primer día hábil del segundo mes siguiente al de consumo, tal como se establece en el Anexo B de la Resolución CREG-024 de 1995;

b) Posteriormente y antes de la fecha de vencimiento de la factura original, el ASIC emitirá una nota de ajuste a favor, con la misma fecha de vencimiento de la factura original, por un monto equivalente a las cinco sextas (5/6) partes del valor total liquidado por restricciones a cada comercializador, para el mes de consumo respectivo;

c) Adicionalmente, emitirá cinco (5) notas de ajuste a cargo, por un monto equivalente a la quinta parte (1/5) del valor de la nota de ajuste a favor calculada en el literal b) del presente artículo, cada una, con las siguientes fechas de vencimiento:

Para el mes de consumo de febrero: Mayo 2, junio 1o., julio 3, agosto 1o. y septiembre 3 de 2001.

Para el mes de consumo de marzo: Junio 1o., julio 3, agosto 1o., septiembre 3 y octubre 1o. de 2001;

d) El Administrador del SIC incluirá en las notas de ajuste a cargo indicadas en el literal anterior, un valor correspondiente a la Actualización del dinero, liquidado con la tasa de Depósitos a Término Fijo (DTF) certificada por el Banco de la República correspondiente al último día hábil del mes de consumo respectivo, sobre saldos, calculados para el período entre la fecha de vencimiento de la factura original y las fechas de vencimiento de las notas de ajuste respectivas.

PARÁGRAFO 1o. Las restricciones liquidadas para los meses de consumo posteriores a marzo de 2001, se facturarán siguiendo el procedimiento del Anexo B de la Resolución CREG-024 de 1995 o aquella que la modifique o sustituya.

PARÁGRAFO 2o. Los comercializadores trasladarán al componente O, de la fórmula establecida en la Resolución CREG-031 de 1997, sólo las obligaciones que se causen con sujeción a las fechas de vencimiento de las notas de ajuste.

ARTÍCULO 6o. PAGO DE LAS RECONCILIACIONES A LOS GENERADORES. Para los meses de consumo de febrero y marzo de 2001, a los agentes generadores con reconciliación positiva en el Mercado Mayorista, según se establece en las Resoluciones CREG-063 y CREG-064 de 2000, se les modificará la fecha de vencimiento de los valores a recibir por estos conceptos, teniendo en cuenta las siguientes consideraciones:

a) El Administrador del SIC facturará la totalidad de las transacciones con fecha de vencimiento el primer día hábil del segundo mes siguiente al de consumo, tal como se establece en el Anexo B de la Resolución CREG-024 de 1995;

b) Posteriormente, y antes de la fecha de vencimiento de la factura original, el ASIC emitirá una nota de ajuste a cargo del agente respectivo con la misma fecha de vencimiento de la factura original, por un monto equivalente a las cinco sextas (5/6) partes de la sumatoria de los valores totales liquidados a los agentes comercializadores por restricciones, multiplicado por las reconciliaciones positivas totales del agente (sin incluir el servicio de regulación secundaria de frecuencia), dividido por la sumatoria de las reconciliaciones positivas totales de todos los generadores (sin incluir el servicio de regulación secundaria de frecuencia);

c) Igualmente, emitirá cinco (5) notas de ajuste a favor, por un monto equivalente a la quinta parte (1/5) del valor calculado en el literal b) del presente artículo, cada una, con las siguientes fechas de vencimiento:

Para el mes de consumo de febrero: Mayo 2, junio 1o., julio 3, agosto 1o. y septiembre 3 de 2001.

Para el mes de consumo de marzo: Junio 1o., julio 3, agosto 1o., septiembre 3 y octubre 1o. de 2001;

d) El Administrador del SIC incluirá en las notas de ajuste a favor, un valor correspondiente a la Actualización del dinero, liquidado con la tasa de Depósitos a Término Fijo (DTF) certificada por el Banco de la República correspondiente al último día hábil del mes de consumo respectivo, sobre saldos, calculados para el período entre la fecha de vencimiento de la factura original y las fechas de vencimiento de las notas de ajuste respectivas.

Las reconciliaciones positivas liquidadas para los meses de consumo posteriores a marzo de 2001, se facturarán siguiendo el procedimiento del Anexo B de la Resolución CREG-024 de 1995 o aquella que la modifique o sustituya.

ARTÍCULO 7o. PERÍODO DE TRANSICIÓN PARA LA LIQUIDACIÓN. El Administrador del SIC tendrá plazo para realizar la liquidación de las transacciones de que trata el numeral 1 del artículo 7o. de la Resolución CREG-047 de 2000, de los días de consumo del mes de marzo de 2001 posteriores a la entrada en vigencia de la presente resolución, hasta el tercer día hábil del mes de abril de 2001. Para estos días de consumo, no será obligatoria la segunda liquidación de que trata el numeral 4 del artículo 7o. de la Resolución CREG-047 de 2000. Los demás plazos y procedimientos establecidos en la Resolución CREG-047 de 2000 se mantendrán.

Los plazos para las liquidaciones correspondientes a los días de consumo a partir del 1 de abril de 2001 en adelante, se liquidarán teniendo en cuenta los plazos y condiciones establecidas en la Resolución CREG-047 de 2000, o aquellas que la adicionen, modifiquen o sustituyen.

ARTÍCULO 8o. MANEJO CONFIDENCIAL DE INFORMACIÓN.  <Artículo derogado por el artículo 4 de la Resolución 6 de 2009>

ARTÍCULO 9o. LA PRESENTE RESOLUCIÓN RIGE DESDE SU PUBLICACIÓN EN EL DIARIO OFICIAL. Se aplicará a partir del despacho económico del día siguiente a su publicación. Mientras esté vigente esta Resolución, no se aplicarán las normas anteriores que le sean contrarias.

PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE.

Dada en Bogotá, D. C., a 13 de marzo de 2001.

Ministro de Minas y Energía.

RAMIRO VALENCIA COSSIO.

El Presidente,

CARMENZA CHAHÍN ALVAREZ.

La Directora Ejecutiva,