RESOLUCIÓN 101 043 DE 2024

(abril 25)

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

Diario Oficial No. 52.744 de 2 de mayo de 2024

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

<NOTA DE VIGENCIA: Terminado programa transitorio>

Por la cual se establecen un programa transitorio para la participación activa de la demanda en la bolsa de energía.

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

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

CONSIDERANDO QUE:

El artículo 334 de la Constitución Política establece que corresponde al Estado la dirección general de la economía, para lo cual intervendrá, entre otros asuntos, en los servicios públicos y privados, buscando el mejoramiento de la calidad de vida de los habitantes, la distribución equitativa de las oportunidades y los beneficios del desarrollo, y la preservación de un ambiente sano.

El artículo 365 de la misma Carta Política establece que los servicios públicos son inherentes a la finalidad social del Estado y es deber de este asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional.

Atendiendo a lo dispuesto, en el artículo 2 de la Ley 142 de 1994, dentro de los fines que persigue la intervención del Estado en la prestación de los servicios públicos domiciliarios se encuentran la prestación eficiente, continua e ininterrumpida, la libre competencia, y la no utilización abusiva de la posición dominante.

La Ley 142 de 1994 señala en el artículo 74, numeral 1, que corresponde a esta Comisión “Expedir regulaciones específicas para (...) el uso eficiente de energía y gas por parte de los consumidores (...)”.

El artículo 4 de la Ley 143 de 1994, señala que uno de los objetivos del Estado con respecto al servicio de energía es abastecer la demanda de electricidad “en un marco de uso racional y eficiente de los diferentes recursos energéticos del país”.

Así mismo, en su 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 mencionada Ley 143 de 1994, artículo 23, le atribuyó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), 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.

En los artículos 66 y 68 de la Ley 143 de 1994, el legislador estableció que el ahorro y el uso eficiente de la energía son “objetivos prioritarios en el desarrollo de las actividades del sector eléctrico” y que se deben tener en cuenta como criterio para el desarrollo de proyectos de estas actividades.

La Ley 1715 de 2014, en su artículo 6, ordena a la CREG establecer los mecanismos para incentivar la respuesta de la demanda y la mejora en eficiencia energética del Sistema Interconectado Nacional (SIN), conforme con los principios y criterios de las Leyes 142 y 143 de 1994 y los lineamientos de política energética que se fijen para tal fin.

En el artículo 31 de la misma ley se señala que la CREG deberá establecer mecanismos regulatorios para incentivar la respuesta de la demanda con el objeto de desplazar los consumos en periodos punta y procurar el aplanamiento de la curva de demanda; así como también para responder a requerimientos de confiabilidad establecidos por el Ministerio de Minas y Energía o por la misma CREG.

El Decreto 2108 de 2015, que adicionó el numeral 2.2.3.1.4 del Decreto 1073 de 2015, Decreto Único Reglamentario del Sector de Minas y Energía, faculta a la CREG para tomar las medidas que garanticen la continuidad y calidad en la prestación del servicio de energía eléctrica en el SIN, en forma oportuna y permanente ante situaciones extraordinarias, transitorias y críticas, que puedan presentarse en un momento determinado y afectar la atención de la demanda eléctrica y el suministro oportuno.

El Centro Nacional del Despacho (CND) con el oficio 202444006895-1 del 30 de marzo de 2024, comunicó al Ministerio de Minas y Energía y al Consejo Nacional de Operación, la situación operativa del sistema.

En dicha comunicación, señalan los aspectos que vienen afectando la operación del SIN y que pueden poner en riesgo el abastecimiento de la demanda de energía eléctrica en el país, dentro de los que se destacan:

“(…)

- A la fecha la demanda de energía eléctrica presenta un crecimiento de 8.31 % comparado con los mismos días del mes del año inmediatamente anterior. Además, durante algunos días de marzo la demanda se ha situado por encima del escenario de demanda medio publicado por UPME (Unidad de Planeación Minero Energética) en su actualización de enero de 2024 (…).

- En el seguimiento a los aportes, se resalta que los aportes hídricos registrados en marzo se mantienen por debajo de los mínimos históricos, en el 45.37 % de la media histórica, es decir 69.96 GWh/día.

- El embalse agregado del Sistema está en el 31.86 % del volumen útil aprovechable para producir energía eléctrica, registrando valores inferiores a los mínimos históricos de los últimos 20 años para marzo, y sin iniciar abril estamos 0.05 puntos porcentuales por encima del mínimo histórico de abril de 2020.

- A nivel regional las reservas se encuentran reflejadas el 49.25% en la región Centro, 34.93% en Antioquia, el 8.25% en Oriente y el porcentaje restante en Valle y Caribe. A nivel de embalses llama la atención que el volumen útil del embalse agregado del sistema está concentrado en los embalses de Peñol y del agregado de Bogotá, en un 26.8% y 39.4%, respectivamente y algunos de los principales embalses del país empiezan a registrar mínimos históricos como El Peñol con 35.93%, Guavio con un 5.8%, El Quimbo con 19.45% y Ríogrande 2 con 7.37%.

(…)

- En el mes de marzo la generación térmica promedio ha sido de 89 GWh/día, sin embargo, la generación térmica real se ubica alrededor de 36 GWh/día por debajo de la disponibilidad declarada en el despacho y 51 GWh/día promedio por debajo de su capacidad efectiva neta.

- La media de exportaciones a Ecuador en marzo ha sido de 3,77 GWh/día promedio. En algunos días de marzo las exportaciones han estado por encima de 5 GWh/día y se espera que esta situación se mantenga al menos hasta la segunda semana de abril, según lo informado por CENACE (Centro Nacional de Control de Energía de Ecuador). (…)”

Adicionalmente, el CND menciona que, bajo las condiciones operativas actuales, ante la persistencia de los bajos aportes hídricos y el incremento en la demanda, es necesario gestionar la implementación de medidas transitorias con el fin de asegurar la operación confiable y segura del SIN, dentro de las que se encuentran medidas para la reducción de la demanda.

A partir de lo señalado por el CND, la Comisión busca mediante la presente resolución, implementar medidas transitorias que incentiven la participación activa de la demanda en el mercado de energía mayorista mediante la oferta de reducciones de demanda, para que puedan ser incluidas en la bolsa de energía. Lo anterior con el fin de que: i) con el actual nivel de los embalses del país no se ponga en riesgo el suministro del servicio de energía eléctrica; ii) que la recuperación de los embalses se dé de manera más rápida considerando la incertidumbre sobre los efectos que ha dejado el Fenómeno de El Niño y iii) se pueda evaluar el mecanismo de participación en un periodo de tiempo definido, para así implementar de manera definitiva medidas que permitan la participación activa de la demanda.

Mediante la Resolución CREG 701-041 de 2024, la Comisión publicó el proyecto de resolución “Por la cual se establecen un programa transitorio para la participación activa de la demanda en la bolsa de energía”.

En el plazo establecido para la consulta, que correspondió, desde su publicación hasta las 12:00 PM del 19 de abril 2024, se recibieron comentarios de: JULIA_RD E2024005386; CELSIA COLOMBIA S.A. E.S.P E2024005388; XM S.A E.S.P E2024005390; ANDESCO E2024005392; ENEL COLOMBIA S.A. E.S.P E2024005397; EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P E2024005399; SMARTEN E2024005404; ACOLGEN E2024005407 y E2024005414; VATIA S.A. E.S.P E2024005408; AIRE SAS E.S.P E2024005409; BIA ENERGY SAS E.S.P. E2024005410; COMITÉ ASESOR DE COMERCIALIZACIÓN (CAC) E2024005411; KLIK ENERGY E2024005412; SER COLOMBIA ASOCIACIÓN ENERGÍAS RENOVABLES E2024005413; GECELCA E2024005416; TEBSA E2024005421; ENERTOTAL E2024005429; ANDI E2024005433; ASOENERGIA E2024005435; ECOPETROL E2024005436 y ACCE E2024005441.

El análisis de las observaciones y sugerencias recibidas en la consulta, se encuentran en el documento soporte que acompaña esta resolución.

De conformidad con lo señalado en artículo 2.2.2.30.4 del Decreto 1074 de 2015, “por el cual se expide el Decreto Único Reglamentario del Sector de Industria y Comercio”, la Comisión decidió, por unanimidad, no informar a la Superintendencia de Industria y Comercio el proyecto regulatorio, por configurarse la condición descrita en su numeral 1.2 “Garantizar la seguridad en el suministro de un bien o servicio público esencial, sea o no domiciliario”, debido a la existencia de razones climáticas que se encuentran por fuera de los escenarios proyectados para el periodo de baja hidrología.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 1312 del 25 de abril de 2024, acordó expedir la presente resolución,

RESUELVE:

CAPÍTULO I.

ASPECTOS GENERALES.

ARTÍCULO 1. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución aplica a todos los usuarios del servicio público domiciliario de energía eléctrica, a aquellos agentes que desarrollan la actividad de comercialización en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), al Centro Nacional de Despacho (CND) y al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC).

ARTÍCULO 2. OBJETO. Mediante esta resolución se establecen las condiciones, requisitos y procedimientos para la participación activa de la demanda de manera transitoria en el mercado de energía mayorista mediante la oferta de reducciones de demanda para que puedan ser incluidas en la bolsa de energía, en dos etapas de implementación.

Los puntos de conexión donde se tengan registradas ante el ASIC, fronteras de generación de usuarios con autogeneración que entreguen excedentes al SIN, no podrán participar en el Mecanismo RD.

ARTÍCULO 3. DEFINICIONES. Para efectos de la presente resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones contenidas en la Leyes 142 y 143 de 1994 y en resoluciones vigentes, las siguientes:

Mecanismo RD o Mecanismo: Procedimiento mediante el cual un usuario o grupo de usuarios participa mediante reducciones de demanda en la bolsa de energía en contraprestación a un incentivo económico.

Línea base de consumo, LBC: Estimación de la cantidad de energía que habría sido consumida por un usuario, durante un período determinado, en ausencia de incentivos de respuesta de la demanda. Representa el consumo de energía esperado del usuario bajo condiciones normales, que proporciona una base de comparación para medir las variaciones de consumo en respuesta a programas de respuesta de la demanda.

Representante o Representante RD: Agente que realiza la actividad de comercialización de energía.

Usuario: Usuario del servicio público domiciliario de energía eléctrica.

ARTÍCULO 4. CRITERIOS GENERALES. La participación de la respuesta de la demanda en el mecanismo transitorio que se define en esta resolución debe atender los siguientes criterios:

a) La participación por parte de los usuarios en el Mecanismo RD transitorio es voluntaria. En caso de que el usuario decida participar, la oferta de reducción que realice a través de su representante es vinculante.

b) Los usuarios participarán en el Mecanismo RD transitorio a través de un representante. Los costos de representación deben acordarse entre el usuario y su representante.

c) La participación por parte de los usuarios en el Mecanismo RD transitorio dispuesto en esta resolución no limita o afecta la libre elección del prestador del servicio.

d) El Representante RD debe suministrar información amplia, clara, suficiente, oportuna y útil al usuario para que este evalúe, de la mejor manera posible, su participación en el Mecanismo RD transitorio. De igual forma, el Representante RD debe informar de manera clara y expresa al usuario las consecuencias de los incumplimientos en los compromisos de reducción de demanda.

e) El Representante RD podrá presentar tantas ofertas como usuarios a los que representa, o menos en caso de que los agregue. En todo caso, un usuario no podrá hacer parte de más de una oferta agregada.

f) El Representante RD debe especificar cada una de las fronteras comerciales registradas ante el ASIC que se encuentran asociadas a la oferta de reducción.

g) La remuneración de la reducción de demanda, por la participación en el mecanismo RD transitorio, será consecuencia del resultado de la verificación.

h) Un usuario solo podrá participar para el mismo día en uno de los mecanismos de programas de reducción demanda establecidos en la regulación vigente.

i) Para la participación en el mecanismo RD transitorio dispuesto en esta resolución, se podrá realizar la agregación de reducciones de demanda de usuarios siempre y cuando se cumplan en cada uno de ellos los requisitos de los sistemas de medición y cálculo de la línea base de consumo.

j) El Representante RD del usuario podrá ser diferente al comercializador que le presta el servicio de energía eléctrica.

k) El Representante RD informará a los usuarios que, para tener acceso al servicio de energía eléctrica y celebrar el respectivo contrato de servicios públicos, no es obligatorio, ni una condición necesaria, participar en el Mecanismo RD transitorio.

CAPÍTULO II.

PRIMERA ETAPA DEL MECANISMO RD TRANSITORIO.

ARTÍCULO 5. OFERTAS DE REDUCCIÓN DE DEMANDA PARA EL MECANISMO RD EN SU PRIMERA ETAPA. El Representante de un usuario o grupo de usuarios, ofertará una reducción de demanda en megavatios hora (MWh) para una semana completa desagregada a nivel diario, iniciando el lunes.

La oferta presentada será una reducción de cero o de un valor igual o superior a un (1) MW para cada día y de un precio único, expresado en pesos por megavatio hora ($/MWh), para toda la semana.

ARTÍCULO 6. PRESENTACIÓN DE OFERTAS PARA EL MECANISMO RD EN SU PRIMERA ETAPA. Las ofertas deberán ser presentadas por el Representante RD al CND los miércoles, antes de las 9 a.m., de la semana previa a la ejecución del compromiso de reducción de demanda, empleando el procedimiento, medios y formatos que para ello establezca el CND.

PARÁGRAFO. La primera presentación de ofertas de reducción de demanda será el miércoles 8 de mayo de 2024.

ARTÍCULO 7.  ACEPTACIÓN DE LAS OFERTAS PARA EL MECANISMO RD EN SU PRIMERA ETAPA. El CND aceptará todas las ofertas cuyo precio sea inferior o igual al precio de reserva definido en el artículo 8 e informará las ofertas aceptadas a los Representantes RD a más tardar al medio día de los jueves de la semana previa a la ejecución del compromiso de reducción de demanda empleando el procedimiento, medios y formatos que para ello establezca.

El Representante RD deberá informar al Operador de Red las ofertas aceptadas por el CND, para que el agente responsable de informar el pronóstico de demanda proceda a actualizarlo para la siguiente semana.

PARÁGRAFO. El CND podrá rechazar una oferta cuando esta afecte las condiciones de seguridad, calidad y confiabilidad en la prestación del servicio.

ARTÍCULO 8. PRECIO DE RESERVA PARA EL MECANISMO RD EN SU PRIMERA ETAPA. El precio de reserva será determinado por el Comité de Expertos de la CREG e informado mediante comunicación reservada y a través de un medio seguro al CND, a más tardar al medio día de los miércoles de la semana previa a la ejecución del compromiso de reducción de demanda, y con posterioridad al cierre de recepción de ofertas. Dicha información que deberá ser tratada conforme su naturaleza.

ARTÍCULO 9. TRASLADO DE COSTOS DEL MECANISMO RD EN SU PRIMERA ETAPA. El costo del Mecanismo RD será incluido como un mayor valor en el costo total de restricciones del SIN y asignado por el ASIC a prorrata de la demanda comercial a los comercializadores.

PARÁGRAFO. La CREG podrá incorporar fuentes adicionales de financiación para cubrir el costo del Mecanismo RD.

ARTÍCULO 10. DURACIÓN DE LA PRIMERA ETAPA DEL MECANISMO RD TRANSITORIO. La primera etapa del Mecanismo RD aplicará desde la entrada en vigencia de la presente resolución y hasta el 30 de junio de 2024.

CAPÍTULO III.

SEGUNDA ETAPA DEL MECANISMO RD TRANSITORIO.

ARTÍCULO 11. OFERTAS DE REDUCCIÓN DE DEMANDA PARA EL MECANISMO RD EN SU SEGUNDA ETAPA. El Representante de un usuario o grupo de usuarios ofertará diariamente una reducción de demanda de cero o de un valor igual o superior a 1 MW para cada hora del día con un precio único para todos los 24 periodos expresado en pesos por megavatio hora ($/MWh).

ARTÍCULO 12. PRESENTACIÓN DE OFERTAS PARA EL MECANISMO RD EN SU SEGUNDA ETAPA. Las ofertas deberán ser presentadas por el Representante RD al CND en los mismos plazos de los generadores despachados centralmente, empleando el procedimiento, medios y formatos que este establezca para ello.

PARÁGRAFO. La primera presentación de ofertas de reducción de demanda será el 30 de junio de 2024.

ARTÍCULO 13. ACEPTACIÓN DE LAS OFERTAS PARA EL MECANISMO RD EN SU SEGUNDA ETAPA. El CND debe evaluar durante la determinación del predespacho ideal si las ofertas de reducción de demanda se encuentran en mérito para despacharlas. Para ello debe considerar los siguientes criterios:

a) Ordenar las reducciones de demanda de mayor a menor precio.

b) Descartar progresivamente las reducciones de demanda hasta que los beneficios del sistema sean superiores o iguales a los costos de activación de las ofertas. No se tomarán fracciones de una cantidad de reducción de demanda ofertada.

c) Los beneficios se determinan empleando la diferencia entre la multiplicación del precio de bolsa obtenido en el predespacho ideal sin las ofertas del Mecanismo RD y la demanda cubierta con compras en bolsa sin las ofertas del Mecanismo RD, y la multiplicación del precio de bolsa obtenido en el predespacho ideal con las ofertas del Mecanismo RD y la demanda cubierta con compras en bolsa considerando las ofertas del Mecanismo RD.

d) El costo de activación del Mecanismo RD corresponde a la suma del producto de cada una de las ofertas en pesos por megavatios hora ($/MWh) por la cantidad en megavatios (MW) para la hora correspondiente.

e) Las ofertas de reducción de demanda en mérito se deben tomar como una menor demanda de energía en los subsiguientes despachos realizados por el CND para el día.

f) Durante el día de la operación, la respuesta de demanda despachada debe realizar la reducción de energía comprometida. La verificación se debe realizar de acuerdo con lo establecido en el artículo 21 de esta resolución.

PARÁGRAFO. El CND dispone hasta el 31 de mayo de 2024 para proponer al Comité de Expertos los ajustes necesarios en el procedimiento de determinación del predespacho ideal.

Los ajustes que el CND proponga y deba implementar serán informados vía circular de la Dirección Ejecutiva.

Adicionalmente, el CND podrá proponer mejoras a los procedimientos, cuya procedencia será evaluada por el Comité de Expertos. La implementación de dichas mejoras será informada vía circular de la Dirección Ejecutiva.

ARTÍCULO 14. INFORMACIÓN DE LAS OFERTAS ACEPTADAS PARA EL MECANISMO RD EN SU SEGUNDA ETAPA. El CND informará las ofertas aceptadas en los mismos plazos de la programación del despacho de los recursos de generación.

ARTÍCULO 15. TRASLADO DE COSTOS DEL MECANISMO RD EN SU SEGUNDA ETAPA. El costo de activación del Mecanismo RD se incluye como un delta adicional al precio de bolsa calculado con la energía cubierta mediante compras en bolsa.

ARTÍCULO 16. DURACIÓN DE LA SEGUNDA ETAPA DEL MECANISMO RD TRANSITORIO. La segunda etapa del Mecanismo RD aplicará desde el 30 de junio de 2024, con la presentación de la primera oferta, y hasta el 31 de octubre de 2024.

CAPÍTULO IV.

ASPECTOS COMUNES DEL MECANISMO RD TRANSITORIO EN SUS DOS ETAPAS.

ARTÍCULO 17. LIQUIDACIÓN Y FACTURACIÓN. El ASIC debe incluir en las liquidaciones diarias y el resumen mensual, así como en la facturación mensual los resultados la participación de la demanda en los términos de las resoluciones de CREG 024 de 1995, 084 de 2007 y 157 de 2011 o aquellas que las han modificado o complementado o sustituyan.

PARÁGRAFO. El ASIC podrá realizar las reliquidaciones necesarias para incorporar los resultados de la aplicación del Mecanismo RD transitorio en las transacciones del mercado.

ARTÍCULO 18. COSTOS DE REPRESENTACIÓN. El usuario y el Representante RD acordaran libremente los costos de representación y la operación del mecanismo previsto en la presente resolución. También acordaran la forma y oportunidad para el pago al usuario por la participación en el mecanismo.

ARTÍCULO 19. REGISTRO DE LA FRONTERA COMERCIAL PARA EL MECANISMO RD TRANSITORIO. Para la aplicación del mecanismo transitorio se utilizará las fronteras de Demanda Desconectable Voluntaria (DDV) como medio para registrar y verificar la reducción de demanda.

La frontera DDV deberá estar registrada conforme a los procedimientos establecidos en la regulación para fronteras comerciales, Resolución CREG 156 de 2011 y aquellas que la adicionen, modifiquen o sustituyan, y cumplir con lo siguiente:

a) Al momento de registro ante el ASIC, el Representante RD deberá declarar la LBC para cada tipo de día, calculada de acuerdo con lo establecido en el Anexo 1 de la Resolución CREG 101 019 de 2022 o aquella que la modifique, complemente o sustituya. No se podrá registrar una frontera DDV con LBC igual a cero (0).

b) La LBC para cada tipo de día de la frontera DDV no podrá tener un error de estimación superior al 20% respecto al valor calculado. El ASIC verificará el cálculo y el error de estimación de la LBC según lo establecido en el Anexo 1 de la presente Resolución CREG 101 019 de 2022 o aquella que la modifique, complemente o sustituya. Para el tipo día en que el error de estimación supere el 20%, la LBC será igual a cero (0).

c) El cálculo de la LBC debe ser actualizado por el ASIC siempre que hayan transcurrido más de sesenta (60) días calendario desde la última actualización, o si el Representante RD solicita actualizar el cálculo.

d) En caso de que el usuario tenga registrada más de una frontera comercial en un mismo predio o inmueble, el cálculo de la LBC se hará considerando la sumatoria de los consumos de cada una de las fronteras asociadas al predio o inmueble, el cual tendrá una única LBC. Si una persona natural o jurídica cuenta con más de un inmueble, la sumatoria de los consumos se hará de forma independiente para cada uno de los predios o inmuebles.

Los plazos para el registro de fronteras DDV serán los mismos establecidos en la regulación vigente.

PARÁGRAFO 1. Las fronteras DDV registradas al momento de la entrada en vigencia de la presente resolución podrán participar en el Mecanismo RD transitorio en cualquiera de sus etapas sin tener que realizar un nuevo procedimiento de registro.

PARÁGRAFO 2. El CND y el ASIC podrán establecer los formatos necesarios para el proceso de registro.

ARTÍCULO 20. REDUCCIÓN DE DEMANDA POR PARTE DEL USUARIO O USUARIOS PARTICIPANTES EN EL MECANISMO RD TRANSITORIO. El Representante RD es responsable de informar al usuario o usuarios la aceptación de la oferta realizada y la programación de la reducción de demanda.

ARTÍCULO 21. VERIFICACIÓN DE LA REDUCCIÓN DE CONSUMO. La cantidad de energía efectivamente reducida del consumo será verificada de acuerdo con lo establecido en el Anexo 2 de la Resolución CREG 101 019 de 2022 o aquella que la modifique, complemente o sustituya.

La cantidad verificada de desconexión será el mínimo entre la cantidad ofertada y la desconexión verificada según el Anexo 2 de la Resolución CREG 101 019 2022.

ARTÍCULO 22. REMUNERACIÓN POR LA PARTICIPACIÓN EN EL MECANISMO RD. La remuneración por la participación en el mecanismo corresponderá al producto de la cantidad verificada para el día y la oferta realizada por el Representante RD.

ARTÍCULO 23. INFORMACIÓN SOBRE LAS DESVIACIONES EN LAS CANTIDADES COMPROMETIDAS EN EL MECANISMO RD. El ASIC, ante una diferencia entre la cantidad ofertada y la cantidad verificada, informará al Representante RD, con fines pedagógicos, el valor del incentivo correspondiente a la desviación.

El valor informado corresponderá a la diferencia, en valor absoluto, entre las cantidades, oferta y verificada, multiplicada por 1,3 veces el precio de la oferta.

ARTÍCULO 24. REQUISITOS DE MEDICIÓN. Los sistemas de medición de los usuarios participantes en el Mecanismo RD deberán cumplir con los mismos requisitos exigidos para las fronteras comerciales de los usuarios no regulados establecidos en la Resolución CREG 038 de 2014 y aquellas que la adicionen, modifiquen o sustituyan.

ARTÍCULO 25. INDICADORES DEL MECANISMO RD TRANSITORIO. El ASIC debe diseñar la metodología de cálculo de los siguientes indicadores de seguimiento del Mecanismo RD:

a) Evaluar el precio de bolsa diario y horario sin y con el despacho de la RD

b) Cuánto dinero se ahorró en la bolsa por el despacho de RD

c) Número ofertas presentadas y energía equivalente

d) Número ofertas despachadas y energía equivalente

e) Precios promedio de oferta de RD

f) Otras variables relevantes

La metodología propuesta deberá ser enviada por el ASIC para aprobación del Comité de Expertos a más tardar el 31 de mayo de 2024 para su posterior publicación mediante circular de la Dirección Ejecutiva.

El documento con los indicadores será publicado por el ASIC en su página web dentro del mes siguiente de la circular indicada en este artículo y será actualizado mensualmente.

ARTÍCULO 26. DELEGACIÓN. El Comité de Expertos podrá dar por terminado el presente Mecanismo RD, de acuerdo con los resultados observados a partir de su implementación. Tal decisión deberá ser informada a través de Circular de la Dirección Ejecutiva.

ARTÍCULO 27. VIGENCIA. Esta Resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial y hasta el 31 de octubre de 2024 o cuando el Comité de Expertos, mediante Circular de la Dirección Ejecutiva, señale expresamente su terminación.

PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE

Dada en Bogotá, D.C., a los 25 días de abril de 2024.

OMAR ANDRÉS CAMACHO MORALES

Ministro de Minas y Energía

Presidente

OMAR PRÍAS CAICEDO

Director Ejecutivo