RESOLUCIÓN 57 DE 2007

(junio 21)

Diario Oficial No. 46.674 de 29 de junio de 2007

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Por la cual se ordena hacer público un proyecto de resolución de carácter general que pretende adoptar la CREG por la cual se adicionan, modifican y aclaran algunas disposiciones de la Resolución CREG-071 de 2006.

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 2253 de 1994 y 2696 de 2004;

CONSIDERANDO:

Que conforme a lo dispuesto por el artículo 9o del Decreto 2696 de 2004, la Comisión debe hacer público en su página web todos los proyectos de resolución de carácter general que pretenda adoptar, con las excepciones que allí se señalan, con antelación no inferior a treinta (30) días a la fecha de su expedición;

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en sus sesiones 333 del 14 de junio de 2007 y 334 del 21 de junio de 2007, aprobó hacer público el proyecto de resolución “por la cual se adicionan, modifican y aclaran algunas de las disposiciones establecidas en la Resolución CREG-071 de 2006”,

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. Hágase público el proyecto de resolución “por la cual se adicionan, modifican y aclaran algunas de las disposiciones establecidas en la Resolución CREG-071 de 2006”.

ARTÍCULO 2o. Se invita a los agentes, a los usuarios, a las autoridades locales municipales y departamentales competentes y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, para que remitan sus observaciones o sugerencias sobre la propuesta, dentro de los quince (15) días siguientes a la publicación de la presente resolución en la página web de la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

ARTÍCULO 3o. Infórmese en la página web la identificación de la dependencia administrativa y de las personas a quienes se podrá solicitar información sobre el proyecto y hacer llegar las observaciones, reparos o sugerencias, y los demás aspectos previstos en el artículo 10 del Decreto 2696 de 2004.

ARTÍCULO 4o. La presente resolución no deroga disposiciones vigentes por tratarse de un acto de trámite.

Publíquese y cúmplase

Dada en Bogotá, D. C., a 21 de junio de 2007.

El Presidente,

MANUEL MAIGUASHCA OLANO,

Viceministro de Minas y Energía Delegado del Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

CAMILO QUINTERO MONTAÑO.

ANEXO.

PROYECTO DE RESOLUCION.

Por la cual se adicionan, modifican y aclaran algunas de las disposiciones establecidas en la Resolución CREG-071 de 2006.

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;

Que 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;

Que de acuerdo con lo establecido en el literal c) del artículo 74.1 de la Ley 142 de 1994, le corresponde a la CREG establecer el Reglamento de Operación, para regular el funcionamiento del Mercado Mayorista;

Que la CREG mediante Resolución CREG-071 de 2006, adoptó la metodología para la remuneración del Cargo por Confiabilidad en el Mercado Mayorista de Energía;

Que se considera necesario efectuar algunas aclaraciones, modificaciones y adiciones a la Resolución CREG-071 de 2006 en lo relacionado con Definiciones, Reporte de Información, Conciliación, Pruebas de Disponibilidad, Cambio de Combustible, Contratos Mercado Secundario, Indisponibilidad Histórica Forzada de Plantas Térmicas y Cambio de Enficc;

Que la empresa Emgesa con radicado CREG E-2007-003694 entregó un estudio adelantado por la Universidad de los Andes sobre el Modelo Enficc,

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. Modifícase el Formato 15 del Anexo 5 de la Resolución CREG-071 de 2006, el cual quedará así:

“Formato 15. Transporte de gas natural

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

Transporte de gas contratado en firme para cada mes (MBTU)

Planta o Unidad de generación

Punto de entrada

Punto de Salida

Dic

Ene.

Feb.

Mar.

Abr.

May.

Jun.

Jul.

Ago.

Sep.

Oct.

Nov.

ARTÍCULO 2o. Modifícase el numeral 8.1.1 del Anexo 8 de la Resolución CREG-071 de 2006, el cual quedará así:

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

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

Donde:

DCi,h,d,m	Disponibilidad Comercial de la planta i en la hora h del día d del mes m, expresado en kilovatios (kW), sin considerar la indisponibilidad respaldada mediante contratos de respaldo o cualquier otro anillo de seguridad. Este respaldo debió registrarse previamente ante el ASIC. Cuando el precio de bolsa sea mayor que el precio de escasez se considerarán las cantidades despachadas de estos tipos de cubrimiento. Cuando no se cumpla la condición anterior, se considerará la cantidad registrada de estos tipos de cubrimiento.
ODEFRi,d,m	Obligación Diaria de Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i en el día d del mes m, expresada en kilovatios-hora (kWh).
VCi,m,d	Ventas en contratos respaldados con la planta o unidad de generación i vigentes el día d del mes m.
PCCi,m	Precio Promedio Ponderado del Cargo por Confiabilidad de la Obligación de Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i vigente en el mes m, expresado en dólares por kilovatio-hora (US$/kWh), que se calculará de acuerdo con la siguiente expresión

Donde:

Pi,m,s	Precio al cual fue asignada la Obligación de Energía Firme asociada a la planta y/o unidad de generación i vigente en el mes m, asignada en la subasta s o en el mecanismo que haga sus veces, expresado en pesos por kilovatio hora ($/kWh).
ODEFRi,m,s	Obligación Diaria de Energía Firme respaldada por la planta o unidad de generación i en el mes m, asignada en la subasta s o el mecanismo que haga sus veces.
s	Subasta para la asignación de Obligaciones de Energía Firme, mecanismo que haga sus veces o Subasta de Reconfiguración.

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

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

Donde:

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

ARTÍCULO 3o. REALIZACIÓN DE PRUEBAS DE DISPONIBILIDAD PLANTAS O UNIDADES DE GENERACIÓN. Durante cada trimestre del período comprendido entre diciembre 1o del año t y noviembre 30 del año t+1, el Centro Nacional de Despacho, CND, realizará pruebas de disponibilidad a las plantas o unidades de generación de conformidad con el siguiente mecanismo.

1. Al inicio de cada trimestre, el CND seleccionará todas las plantas o unidades de generación con asignación de obligaciones de energía firme que durante el trimestre inmediatamente anterior no hayan tenido una generación real durante un período de tiempo mayor o igual al establecido en la presente resolución, para efectos de las pruebas de disponibilidad. Para que una planta y/o unidad no sea objeto de selección para prueba, debe haber operado con las condiciones de capacidad y duración establecida para prueba de disponibilidad considerada exitosa.

2. Del conjunto de plantas o unidades de generación determinadas conforme al numeral 1 del presente artículo, el CND deberá seleccionar al menos cinco (5) de manera aleatoria y equiprobable, a las cuales deberá realizar la prueba de disponibilidad de que trata la presente resolución. Para los casos en los cuales resten para pruebas menos de cinco (5) plantas y/o unidades de generación del procedimiento descrito en numeral 1 del presente artículo, el CND deberá programar la realización de la prueba de disponibilidad a dichas plantas y/o unidades.

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

PARÁGRAFO. Cuando la Planta o Unidad de generación seleccionada para la realización de las pruebas se encuentre aislada del SIN, o por los requerimientos de seguridad y confiabilidad no pueda ser despachada en ningún período, se procederá por parte del CND a la reprogramación de la prueba.

ARTÍCULO 4o. CARACTERÍSTICAS DE LAS PRUEBAS DE DISPONIBILIDAD. La Planta o Unidad de generación que haya sido seleccionada por el CND para la realización de las Pruebas de Disponibilidad de conformidad con las disposiciones establecidas en la presente Resolución, será despachada al menos durante seis (6) horas consecutivas dentro del día seleccionado, con una generación igual a su capacidad efectiva neta declarada para efectos de la determinación de la Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad, ENFICC, sujeta al cumplimiento de sus características técnicas y de las condiciones de seguridad y confiabilidad del SIN. El inicio y finalización del período de prueba deberá realizarse dentro del mismo día.

Los recursos de generación a los cuales se les programe la prueba definida en la presente resolución, no serán autorizados por el Centro Nacional de Despacho, CND, a desviarse y podrán cubrir generaciones de seguridad, pero no participarán en el servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia definida en la Resolución CREG-198 de 1997, o aquella que la modifique, complemente o sustituya.

Si durante el período de despacho correspondiente a la prueba, la Planta o Unidad de generación seleccionada tiene una generación real horaria (en MWh con cero decimales) mayor o igual al valor programado en el Despacho Económico o en el redespacho, para las seis (6) horas de duración de la prueba, la prueba se dará por finalizada y será considerada como satisfactoria. Para la evaluación anterior, deberán considerarse las modificaciones al programa en aquellos períodos en los cuales en tiempo real el CND, con el objeto de preservar la seguridad y confiabilidad del SIN, haya requerido una modificación de la generación programada durante la prueba. Adicionalmente, no se considerará como cumplimiento de la prueba, el hecho de lograr las condiciones establecidas en este artículo, por fuera de ese período de seis horas, bien sea en redespachos posteriores dentro del mismo día, o en tiempos posteriores durante los cuales se esté dando cumplimiento a las características técnicas.

En caso de que la prueba no sea satisfactoria, durante el tiempo que transcurra después de la misma, incluyendo el período de la prueba, el ASIC cesará los pagos correspondientes al Cargo por Confiabilidad de las Obligaciones de Energía Firme respaldadas con dicha planta o unidad de generación y el ASIC emitirá una cuenta por cobrar al agente respectivo por un monto igual a los pagos por concepto de Cargo por Confiabilidad asociados a las obligaciones de energía firme respaldas con dicha planta o unidad de generación, realizados desde la última vez que la planta o unidad de generación tuvo una generación real mayor o igual a su capacidad efectiva neta.

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

PARÁGRAFO 1o. Si por el cumplimiento de las características técnicas de la Planta o Unidad de generación seleccionadas para la prueba, o por las condiciones de seguridad y confiabilidad del SIN, no es posible programar para el día de la prueba seis (6) o más períodos horarios con generación diferente de cero, la misma se extenderá al día siguiente hasta cumplir seis (6) períodos continuos con generación diferente de cero. Para el día en que se extienda la prueba se seguirá, en lo que aplique, el tratamiento de prueba establecido en la presente resolución.

Si al extender la prueba en un día, se prevé que no será factible por condiciones de seguridad o confiabilidad, cumplir los seis (6) períodos continuos, se procederá por parte del CND a la reprogramación de la misma.

PARÁGRAFO 2o. La generación real horaria a la que se refiere la presente resolución será la que hayan reportado diariamente los generadores del SIN, antes de las ocho (8) horas al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC, en los términos establecidos en la regulación vigente. En caso de no estar disponible la generación real, en los términos y plazos establecidos en este Parágrafo, se asumirá para los efectos del presente Artículo que la misma es igual a cero (0).

ARTÍCULO 5o. DISPONIBILIDAD COMERCIAL DURANTE EL PERÍODO DE PRUEBAS DE DISPONIBILIDAD. Para todos los efectos, durante el período de ejecución de las Pruebas de Disponibilidad de que trata la presente resolución, y para aquellas horas en las que no se cumpla la prueba, la disponibilidad comercial, será igual a la generación real.

ARTÍCULO 6o. INDICES DE INDISPONIBILIDAD DURANTE EL PERÍODO DE PRUEBAS DE DISPONIBILIDAD. Para efectos del cálculo de índices de indisponibilidad de que trata la regulación vigente, las horas indisponibles así como las horas de operación, durante el período de pruebas de disponibilidad, serán consideradas para el cálculo de dicho índice.

ARTÍCULO 7o. RECONCILIACIÓN POSITIVA POR PRUEBAS DE DISPONIBILIDAD. La energía generada resultante de la realización de las pruebas establecidas en la presente resolución, será objeto de reconciliación en los siguientes términos:

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

Para aquellos generadores que durante el primer período de ejecución para el cual fueron seleccionados para la realización de las pruebas de disponibilidad, hayan obtenido un resultado satisfactorio, la reconciliación positiva se hará con base en lo establecido mediante la Resolución CREG-034 de 2001, o aquella que la que la sustituya o modifique, incluyendo las horas de inflexibilidades que se le asocien.

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

2. Generadores cuya prueba de disponibilidad no fue satisfactoria durante el primer período de ejecución.

Para aquellos generadores que durante el primer período de ejecución de la prueba no hayan obtenido un resultado satisfactorio, el Precio de Reconciliación Positiva será, para todas las horas de ejecución de la prueba o de las pruebas que solicite, incluyendo los períodos de pruebas posteriores a la prueba inicial, el correspondiente al Precio de Bolsa de la hora respectiva.

Los costos horarios de la Reconciliación Positiva asociada con Pruebas de Disponibilidad, se asignarán entre todos los comercializadores del SIN, a prorrata de su demanda.

ARTÍCULO 8o. RECONCILIACIÓN NEGATIVA ASOCIADA CON PRUEBAS DE DISPONIBILIDAD. La Reconciliación Negativa asociada con la realización de Pruebas de Disponibilidad, se efectuará según lo definido mediante la Resolución CREG-034 de 2001, o la que la sustituya o modifique.

ARTÍCULO 9o. REDESPACHO Y CANCELACIÓN ASOCIADOS CON PRUEBAS DE DISPONIBILIDAD. Adiciónese al numeral 4.1 causas de redespacho del Código de Operación (Código de Redes-Resolución CREG-025 de 1995), las siguientes causales de redespacho:

a) Programación de Pruebas de Disponibilidad;

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

c) Redespacho solicitado por el agente que represente la Cadena, Planta y/ Unidad bajo Prueba de Disponibilidad, debido a incumplimiento de la misma.

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

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

ARTÍCULO 10. PLANTAS EXISTENTES QUE DECLARAN OBRAS PARA MODIFICAR SU ENFICC. Las plantas o unidades de generación existentes que declaran obras para modificar su ENFICC, además del requerimiento de información establecido en la Resolución CREG 045 de 2007, deberán dar cumplimiento a las disposiciones contenidas en los artículos 7o, 8o y 9o de la Resolución CREG-071 de 2006, y otorgar las garantías exigidas para las plantas especiales.

ARTÍCULO 11. CAMBIO DEL COMBUSTIBLE REPORTADO PARA LA DETERMINACIÓN DE LA ENERGÍA FIRME PARA EL CARGO POR CONFIABILIDAD DE LAS UNIDADES Y/O PLANTAS TÉRMICAS. Las Unidades y/o Plantas Térmicas podrán cambiar el combustible reportado para la determinación de la energía firme para el cargo por confiabilidad aplicando el siguiente trámite:

1. El trámite se debe iniciar con al menos seis (6) meses de antelación al inicio del periodo de vigencia de la Obligación de Energía Firme.

2. El trámite se inicia con la declaración de parámetros a cargo del agente según los formatos del Anexo 5, numeral 5.2 de la Resolución CREG-071 de 2006, y con la declaración de la ENFICC de acuerdo con el formato del Anexo 4 de la misma resolución. La energía firme con el nuevo combustible deberá ser por lo menos igual a las Obligaciones de Energía Firme que tiene asignada la Unidad y/o Planta Térmica.

3. El valor de la ENFICC declarado por el agente será verificado por el CND, de conformidad con el numeral 5.1 del Anexo 5 de la Resolución CREG-071 de 2006. En caso de que el valor de la ENFICC verificado por el CND sea inferior a las Obligaciones de Energía Firme, no se aceptará el cambio de combustible reportado.

4. Entrega de los contratos del nuevo combustible, por lo menos, con dos (2) meses de anticipación al inicio del periodo de vigencia de las Obligaciones de Energía Firme. Comprende suministro y transporte, según aplique.

5. Los parámetros declarados por los agentes para el cálculo de la ENFICC se verificarán aplicando los criterios y procedimiento definidos en el Anexo 6 de la Resolución CREG-071 de 2006. La contratación de la verificación de los parámetros estará a cargo del Centro Nacional de Despacho, quien definirá los Términos de Referencia observando lo dispuesto en el numeral 6.1 del Anexo 6 de la Resolución CREG-071 de 2006. Dicha verificación de parámetros deberá efectuarse con al menos dos (2) meses de antelación al inicio de las Obligaciones de Energía Firme. El costo de la contratación será pagado por el agente que solicita el cambio de combustible.

La definición de la existencia de discrepancias entre los valores verificados de los parámetros y los reportados por los agentes, por fuera de los rangos de holgura o margen de error definidos por la CREG, dará lugar a la no aceptación del cambio del combustible reportado.

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

6. La CREG decidirá sobre el cambio de combustible solicitado.

ARTÍCULO 12. ENERGÍA FIRME PARA CARGO POR CONFIABILIDAD DE CADENAS HIDRÁULICAS. La ENFICC de un sistema de varios embalses asociados a una planta se podrá calcular con el modelo publicado en la Resolución CREG-071 de 2006 o con este mismo modelo con optimización en dos fases para el período anual. El modelo computacional y el manual para realizar esta optimización en dos fases estarán disponibles en la página web de la CREG mediante circular.

La ENFICC Base será la obtenida de aplicar el numeral 3.1 del Anexo 3 de la Resolución CREG-071 de 2006.

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

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

ARTÍCULO 13. CONTRATACIÓN DE COMBUSTIBLES PARA EL MERCADO SECUNDARIO DE ENERGÍA FIRME. La Energía Firme a transar en el Mercado Secundario de Energía Firme por agentes generadores con Unidades y/o Plantas Térmicas debe estar respalda con contratos de suministro combustible y la contratación en firme de transporte de gas natural, según sea el caso, en las cantidades necesarias para respaldar las cantidades a ofertar.

ARTÍCULO 14. Modifícase el subnumeral “Indisponibilidad Histórica Forzada para Plantas y/o Unidades de Generación con Información Reciente” del numeral 3.4.1, anexo 3 de la Resolución CREG-071 de 2006, el cual quedará así:

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

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

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

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

Primer año de operación de la unidad, el valor que aparece en la primera columna.

Segundo año de operación de la unidad en adelante, los valores de 0.15 para unidades térmicas a gas, 0.2 para unidades térmicas a carbón y 0.1 para unidades hidráulicas;

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

Primer año de operación de la unidad, el valor que aparece en la primera columna de la tabla anterior.

Segundo año de operación de la unidad en adelante: 0.05;

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

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

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

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

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

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

2. Los eventos resultantes de una declaración de racionamiento programado por parte del Ministerio de Minas y Energía en los términos del artículo 5o del Decreto 1484 de 2005, o aquel que lo modifique o sustituya, en virtud del cual se señalan los sectores de consumo más prioritarios.

Para efectos de excluir del cálculo de los IHF los eventos relacionados con la declaración de racionamiento programado, el generador debe cumplir con las siguientes disposiciones:

a) Tener celebrados contratos firmes de suministro y transporte de gas natural;

b) En la respectiva hora no tener previamente programados mantenimientos;

c) Destinar el gas contratado al sector prioritario definido por el Ministerio de Minas y Energía;

d) Para este efecto el transportador y el productor de gas reportarán al CND y al ASIC, inmediatamente termine el ciclo de nominación vigente en gas, la cantidad de energía nominada por cada generador térmico a gas con destino al sector prioritario definido por el Ministerio de Minas y Energía.

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

a) Los relacionados con el STN y/o STR que afecten el índice, y

b) Los relacionados con indisponibilidad de gas natural.

Para tal efecto, el generador deberá suscribir una garantía que cubra el diferencial de energía asociado al cambio en el IHF. Esta garantía deberá cumplir con lo dispuesto en el Capítulo VIII de esta resolución y deberá ser remitida a la CREG a más tardar el 25 de noviembre del año en el que inicia el Período de Vigencia de la Obligación.

La planta o unidad térmica que va a utilizar o respaldar la operación continua con combustible alterno, deberá aprobar una prueba de generación con este combustible efectuada de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG-109 de 2005, o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan. Esta prueba deberá realizarse dentro de los primeros dos (2) meses del Período de Vigencia de la Obligación y su éxito será declarado por el CND siempre y cuando una firma auditora reconocida, contratada por el generador, certifique que la generación durante la prueba se efectuó con el combustible alterno.

Si la prueba es calificada como no exitosa, el generador deberá suscribir un Contrato de Respaldo suficiente para cubrir el diferencial de energía asociado al cambio en el IHF, vigente hasta que se efectúe una prueba exitosa. En caso contrario se hará efectiva la garantía.

Si esta planta o unidad térmica retorna a la utilización de gas natural, para una nueva signación de Obligaciones de Energía Firme se aplicarán los numerales 1 y 2 anteriores”.

ARTÍCULO 15. CAMBIO DE ENFICC ENTRE LOS PARÁMETROS TEÓRICOS REPORTADOS Y LOS PARÁMETROS REALES EN PLANTAS NUEVAS Y ESPECIALES. A los agentes generadores que en las fechas de declaración de parámetros reportaron los datos teóricos de las plantas nuevas o especiales, los cuales, una vez realizada la verificación de parámetros para la entrada en operación, permiten calcular una ENFICC mayor a la declarada, se les permitirá optar por ajustar las Obligaciones de Energía Firme aplicando las siguientes reglas:

i) El ajuste podrá ser de hasta un diez por ciento (10%) de las OEF;

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

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

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

Incrementos mayores a los señalados serán considerados dentro de las asignaciones que se realizan a las plantas existentes.

ARTÍCULO 16. VIGENCIA. La resolución que finalmente se adopte regirá a partir de su publicación en el Diario Oficial y derogará las normas que le sean contrarias.

Anexo firmado:

El Presidente,

MANUEL MAIGUASHCA OLANO,

Viceministro de Minas y Energía Delegado del Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

CAMILO QUINTERO MONTAÑO.